moçambique – regime específico de tributação para as operações

CTA - CONFEDERAÇÃO DAS ASSOCIAÇÕES ECONÓMICAS DE
MOÇAMBIQUE
MOÇAMBIQUE – REGIME
ESPECÍFICO DE TRIBUTAÇÃO
PARA AS OPERAÇÕES
PETROLÍFERAS
COMENTÁRIOS
Prof. Richard Westin
Junho 2013
Conteúdo
MOÇAMBIQUE – REGIME ESPECÍFICO DE TRIBUTAÇÃO PARA AS
OPERAÇÕES PETROLÍFERAS ............................................................................................. 1
I.
SUMÁRIO EXECUTIVO ........................................................................................................ 1
II.
Introdução .............................................................................................................................. 3
III.
Princípios Económicos e Politicas Tributarias Aplicáveis à Industria Mineira .................... 4
a)
Princípios Básicos ................................................................................................................. 4
b)
Princípios de Política Tributária Sólida................................................................................. 5
c)
Estratégia recomendada ......................................................................................................... 7
IV.
Avaliação Técnica do Regime Específico – Projecto de Lei ................................................ 8
V.
ANÁLISE DO ENCARGO/PESO TRIBUTÁRIO ............................................................. 42
a)
Créditos fiscais estrangeiros como uma consideração ........................................................ 42
b)
Encargo administrativo e fiscal da tributação ..................................................................... 43
c)
Padrões externos .................................................................................................................. 43
d)
Taxas tributárias implícitas no projecto da lei..................................................................... 44
VI.
UM SUMÁRIO DE PROPOSTAS PARA MUDANÇA .................................................... 47
a)
Antecedentes ....................................................................................................................... 47
b)
Propostas ............................................................................................................................. 47
c)
Retenção de impostos na fonte ............................................................................................ 49
d)
Aplicação de Receitas ......................................................................................................... 50
VII.
Calendário das Receitas....................................................................................................... 50
VIII.
IX.
Melhores Prácticas ........................................................................................................... 51
Propostas para futuro trabalho analítico .............................................................................. 53
ANEXO A .......................................................................................................................................... 55
ANEXO B .......................................................................................................................................... 56
ANEXO C .......................................................................................................................................... 57
ANEXO D .......................................................................................................................................... 60
ANEXO E .......................................................................................................................................... 81
i
MOÇAMBIQUE – REGIME ESPECÍFICO
DE TRIBUTAÇÃO PARA AS
OPERAÇÕES PETROLÍFERAS
Comentários
I.
SUMÁRIO EXECUTIVO
O objectivo do estudo foi rever o projecto da lei tributária relativa ao petróleo e gás de
Moçambique, e formular comentários a partir de vários pontos de vista. O estudo anotou o efeito de
outros impostos, tais como o imposto sobre a superfície e impostos sobre o trabalho, mas não
calculou os seus efeitos devido ao seu calendário apertado. Também observou que uma conclusão
sofisticada, especialmente no que diz respeito aos impostos cumulativos máximos, exigiria
simulações computacionais sofisticadas.
O estudo revelou a necessidade de corrigir muitas debilidades na redacção, particularmente no
que diz respeito a definições, algumas das quais eram inconsistentes ou apareceram como termos
em letra maiúscula no corpo da lei, mas sem estarem definidas. Estes defeitos são fáceis de
eliminar, assim como o são muitas das várias ambiguidades inevitáveis. O consultor é de opinião
que se devem emitir extensos regulamentos interpretativos logo após a promulgação, a fim de
garantir a transparência.
A lei foi considerada demasiado complicada e a necessitar de simplificação. A maior
debilidade é que elevados custos de produção podiam resultar em taxas de impostos superiores a
100% das receitas; isto deve ser corrigido, caso contrário os produtores só irão optar por projectos
baratos e irão ser induzidos a abandoná-los demasiado cedo.
A lei também foi considerada difícil de administrar, principalmente devido à necessidade de
difíceis avaliações de produção, em vez de usar os preços de venda reais.
Há muitas recomendações, mas destacam-se principalmente:
1.
2.
Converter o IPP num royalty puro que considera o governo como um proprietário
daquela quota de produção representada pela percentagem dos royalties e basear o
royalty nas vendas reais em vez de nas vendas imaginárias. Isto irá manter os royalties
fora do rendimento do produtor, simplificando e tornando assim o cálculo do imposto
sobre o rendimento e a partilha de produção mais justo. A taxa de royalties foi
considerada como encontrando-se dentro das normas internacionais e registou-se como
uma boa característica para se garantir a receita, mesmo quando o produtor perde
dinheiro com a produção.
O imposto sobre o rendimento foi, em geral, aceite e a taxa foi aprovada como
encontrando-se dentro das normas internacionais.
1
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
A parte do imposto que diz respeito à partilha de produção foi aprovada em geral, mas
com muitas observações, especialmente uma recomendação geral para que o mecanismo
que desencadeia a partilha de produção esteja mais em linha com a maneira como as
pessoas de negócios geram análises de fluxo de caixa para tomarem decisões de
negócios, incluindo, especificamente, que todos os custos sejam considerados, incluindo
aqueles em que se incorreu directamente antes da produção comercial e do pagamento
dos impostos.
A subcapitalização, que resulta na recusa de deduções das despesas com juros, deve ser
baseada no valor patrimonial, não nos valores contabilísticos. Este processo irá alinhar
as regras de subcapitalização com o objectivo dessas regras, ou seja, não permitir
deduções para as despesas com juros relativas à dívida que o mercado não poderia
fornecer.
As regras de fixação dos preços entre as empresas devem ser esclarecidas quanto à
autoridade do governo. Ao abrigo da presente lei, as autoridades fiscais podem fazer
quaisquer ajustes que queiram, o que pode levar a resultados caprichosos. Recomendase que, no caso de uma disputa relativamente a um ajuste do governo, o ajuste se
mantenha se não for arbitrário e caprichoso.
Os pagamentos de bónus foram em geral aprovados, sujeitos ao comentário de que o
governo deve considerar o risco de não atrair produtores inovadores mais pequenos.
As receitas devem entrar num fundo governamental formal separado e serem
estabelecidas e reguladas de acordo com a Iniciativa de Transparência das Indústrias
Extractivas. A informação relativa aos fluxos financeiros para e do fundo, deve ser de
fácil acesso ao público e à imprensa.
Com o objectivo de facilitar a partilha de informações com outros governos e facilitar o
tratamento de questões de fixação de preços entre as empresas de modo multilateral, o
governo deveria considerar seriamente celebrar acordos fiscais bilaterais adicionais.
Também se sugeriu que o governo considerasse a possibilidade de celebração de um
tratado fiscal multilateral existente (A Convenção sobre Assistência Mútua
Administrativa em Matéria Fiscal).
O consultor considerou que uma receita fiscal total máxima de cerca de 80%, realizada
através da fórmula da partilha de produção, se encontrava dentro das normas, e
recomendou que, caso a taxa fosse ultrapassada, a receita fiscal fosse reduzida até à taxa
máxima, através da redução da quota de partilha de produção para o ano.
O consultor recomenda a aprovação de um imposto sobre lucros de filiais para tornar o
sistema de retenção na fonte simétrico entre as subsidiárias de empresas estrangeiras e
as filiais de empresas estrangeiras que operam em Moçambique.
O consultor considerou o calendário das receitas como apropriado, em geral, observando que
o sistema tributário não só encoraja os investimentos em jazidas ricas, incentivando assim o
desenvolvimento atempado de infra-estruturas para posteriores projectos menos dramáticos, como
fornece ao governo pagamentos de bónus significativos.
2
II. Introdução
O objectivo deste relatório é preparar comentários sobre o Regime Especifico de Tributação
das Actividades Mineiras preparado pelo Governo de Moçambique (GdM). O GdM solicitou ao
CTA-Confederação de Associações Económicas de Moçambique que fizesse comentários a esta lei.
A CTA, devido à complexidade da lei, solicitou assistência ao SPEED-Support Program for
Economic and Enterprise Development, um projecto financiado pela USAID. O SPEED contractou
o Professor Richard Westin para que preparasse comentários detalhados que estão neste relatório.
O Autor
Richard A. Westin é um professor de direito na University of Kentucky, onde tem o título
de Professor Universitário Distinguido. Ele ensina cursos sobre impostos de rendimentos
individuais, empresarias e corporativos, tributação internacional e tributação dos recursos
naturais. Ele tem sido um consultor do Departamento legal do Banco Mundial e em vários
países, e preparou a lei de minas da Federação Russa. Os seus livros mais importantes são:
Environmental Tax Initiatives and International Trade Treaties: Dangerous
Collisions (Kluwer Law International, 1997);
Mineral Properties Other Than Oil and Gas — Exploration, Acquisition,
Development and Disposition (Portfolio 601), Bureau of National Affairs (2008);
Mineral Properties Other Than Oil and Gas — Operations (Portfolio 603), Bureau
of National Affairs (2008); and
Federal Income Taxation of Business Enterprises, 4d Ed, with S. Parejo (New
Mexico) R. Beck (New York) (4th Ed.VandePlas 2012).
Ele detém um B.A. da Columbia College, um M.B.A. da Columbia University Graduate
School of Business Administration, e um J.D. da University of Pennsylvania Law School.
Este memorando é composto por oito partes:
1. Introdução
2. Discussão dos princípios económicos e políticos fiscais aplicáveis à indústria de
mineração
3. Alguns comentários sobre o projecto de lei de mineração
4. A avaliação técnica do projecto de lei de tributação da mineração
5. Análise da carga tributária
6. Um resumo das propostas de mudança
7. Prazo das receitas
8. Melhores Práticas
9. Algumas sugestões do trabalho adicional por ser feito.
Existem também vários anexos incluídos no fim do relatório.
O consultor compreende que a sua tarefa inclui analisar e tecer comentários sobre este
projecto de lei. O objecto é uma tradução do Português e é provável que muitos dos comentários
surjam do facto de ter sido traduzido para o Inglês. O capítulo seguinte está também repetido nos
comentários sobre o projecto de lei das actividades mineiras. O consultor apenas conseguiu olhar
para os outros impostos por causa das limitações de tempo. Estes incluem o imposto sobre a
superfície, o que me surpreendeu como não sendo muito pesado, e o imposto municipal, que parece
3
acrescentar uma carga de imposto sobre os lucros de 1,1%, de acordo com o IFC no
http://www.doingbusiness.org/data/exploreeconomies/mozambique/ paying-taxes/. Existe também
um imposto sobre o trabalho, aparentemente em 4% dos salários. Há também taxas do governo que
as empresas irão enfrentar. Não irei incluir os impostos ou taxas municipais, de modo que a carga
fiscal descrita abaixo está ligeiramente subestimada. A sua inclusão exigiria simulações de
computador para modelar o seu impacto em vários tipos de projectos e níveis de rentabilidade.
III. Princípios Económicos e Politicas Tributarias Aplicáveis
à Industria Mineira
a)
Princípios Básicos
Esta secção tenta explicar ―normas internacionais‖ no contexto dos princípios básicos
subjacentes àquilo que uma lei dos petróleos e gás (incluindo a componente fiscal) deveria tentar
alcançar. Estes princípios básicos secundam a intenção e a direcção de muitas jurisdições
internacionais. A intenção seria, então, avaliar até que ponto o texto e as disposições da lei de
Moçambique podem impulsionar a economia de petróleo num caminho de desenvolvimento
sustentável.
É costume dizer-se que não existe um consenso para um quadro de desenvolvimento
sustentável, e isto tem sido no contexto de muitas discussões nacionais e internacionais entre as
partes interessadas na indústria de petróleo e gás. No entanto, os conceitos de desenvolvimento
sustentável foram introduzidos na área da ―economia do bem-estar‖. Estes conceitos devem estar
subjacentes às acções, certamente do governo, mas também de qualquer outra parte interessada no
desenvolvimento da indústria do petróleo. No que diz respeito às actividades de produção de
petróleo, a intenção ao longo de todo o ciclo de vida, desde a exploração até à produção e eventual
encerramento da instalação, deve ser a de chegar a uma situação benéfica para todas as partes
interessadas legítimas, em relação aos direitos previamente definidos por cada parte interessada.
Antes de se analisar se um projecto de petróleo deveria avançar, devem-se definir os direitos
de todas as partes interessadas. Em seguida, um projecto de petróleo pode avançar se produz, não só
benefícios privados por meio da taxa de retorno para as Concessionárias e oportunidades de
emprego para os trabalhadores, mas também, num sentido social, se é um projecto compensador
que não se desenvolve à custa (negativa) de outros na sociedade.
Essencialmente, o projecto deve avançar num sentido privado e social, se no empreendimento
não houver perdedores líquidos. Isto não significa necessariamente que o projecto não tenha
impactos negativos, mas apenas que os impactos negativos são compensados - de modo que, se
algumas partes perdem, elas são compensadas pelos vencedores, e se os vencedores ficam com
benefícios suficientes para os induzir a continuar a sua actividade, então o resultado é um projecto
benéfico para todos, e deve obter autorização para ser prosseguido. Esta é a filosofia básica. Se o
projecto falhar este teste e os impactos negativos superarem os benefícios, então o projecto não é
socialmente viável.
O papel do governo é determinar que outros tipos de direitos de propriedade devem ser
4
mantidos - por exemplo, espectadores inocentes, do ponto de vista dos ―direitos‖ à qualidade do ar e
à água, saúde e outros aspectos. Os governos têm um papel e são responsáveis na definição de
níveis seguros. Esta argumentação leva à conclusão de que os custos do projecto devem incluir
todos os custos externos, de modo que a ―renda‖ seja depois destes custos – e a tributação deve
basear-se nesta noção líquida de ―renda‖, isto é, o governo não deve tributar de modo tão elevado
que o projecto fique sem capacidade para efectuar os pagamentos necessários para eliminar
quaisquer externalidades prejudiciais causadas pelo projecto.
Além disso, há uma forte preferência por parte dos governos anfitriões, para eliminar a
―renda‖ de modo a que o operador não consiga um prémio injustificável pelo seu investimento em
dinheiro e esforços. Por outro lado, os operadores dos projectos propostos querem ter a certeza de
que podem ganhar, pelo menos, o seu custo de capital (ou uma ‗taxa mínima‘ básica semelhante)
acrescido de um prémio pelos vários riscos que enfrentam, declarado como um complemento da
taxa de retorno mínima aceitável. A taxa mínima de um determinado operador tende a ser um
segredo bem guardado.
b)
Princípios de Política Tributária Sólida
Os parágrafos que se seguem descrevem o padrão da política tributária aceite
internacionalmente:
Receitas. A primeira questão é normalmente a adequação do imposto como uma fonte de
receita. Claramente, os impostos são a base das operações do governo. O imposto também deve ser
estável na sua qualidade de fonte de receita, sem um impacto negativo sobre o crescimento
económico estável e não inflacionário.
Equidade. A segunda questão tradicional é a equidade percebida do imposto. Isto não é
relevante na área de petróleo e gás, salvo o facto de ser, naturalmente, injusto, mudar as regras de
forma retroactiva, algo que é sensatamente proibido pelo artigo 127 da Constituição de
Moçambique. Do ponto de vista do contribuinte comercial, a questão importante não é a equidade
mas se o retorno sobre o investimento, depois de se cumprirem os impostos e outras obrigações, é
suficiente para estimular o investimento de dinheiro no projecto. A viabilidade do projecto depende,
em grande parte, na percepção de risco do país, incluindo a corrupção, a instabilidade legal e o risco
de expropriação. Moçambique é um participante recente, cujos riscos a este respeito são difíceis de
avaliar por uma Concessionária.
Outro aspecto da equidade é o impacto fiscal, ou seja, a questão daquilo que o contribuinte
obtém do governo relativamente a aquilo para o qual contribui. Isto não pode ser calculado, no caso
de uma lei tributária de petróleo e gás.
Administrabilidade. A colecta de um imposto deve ser certa, conveniente e económica. É
possível que, por exemplo, um imposto possa gerar um fluxo substancial de receitas, mas que a sua
complexidade seja tão grande que os encargos administrativos vão neutralizar largamente as
receitas, tornando o imposto ineficaz num sentido fiscal. Os encargos podem consistir em custos
administrativos para o governo ou em custos de cumprimento para os contribuintes, ou numa
combinação dos dois. Além disso, a administração tributária deve ser honesta e competente porque,
caso contrário, a tributação não pode ser justa, simples, clara, ou neutra.
5
Visto que Moçambique carece de uma administração fiscal experiente, a administrabilidade é
de especial importância. Isto não é para ser desagradável, o IRS americano é incapaz de administrar
completamente as suas leis, o que resulta numa enorme ―lacuna fiscal‖ anual (o Departamento do
Tesouro considera uma perda de 17% das receitas correctas), apesar de uma administração que já
existe há quase 100 anos num país relativamente rico, cuja Congresso pretende colectar os seus
impostos e que tem um serviço de receitas considerado livre de corrupção.
Transparência. Este é um parente próximo da administrabilidade. A ideia é que as normas
jurídicas - incluindo as regras fiscais - devem ser claras (―transparentes‖), e não devem ser, por
exemplo, apenas entendidas pelos contribuintes que têm condições para pagar um aconselhamento
fiscal caro. O termo é de origem mais recente e é comum na Europa e entre os economistas e
especialistas em políticas tributárias em geral. Quanto mais transparente for a lei, mais segura é
contra os abusos.
Simplicidade. Um imposto deve ser livre de dúvida interpretativa, ter significados e
propósitos óbvios. Além disso, não deve encorajar um comportamento indesejado de manipulação
do imposto.
Neutralidade. Os impostos devem ser compatíveis com o mercado livre. Um imposto é
―eficaz‖ no sentido económico se, por cada dólar de receita, houver uma interferência mínima com
as decisões do livre mercado que seriam tomadas pelas pessoas na ausência do imposto. Essas
decisões - sobre o grau de esforço no trabalho e o grau de lazer, sobre o quanto poupar e o quanto
consumir, o quanto consumir de um produto em comparação com outro produto, o quanto gastar em
educação, etc. - provavelmente levam a uma atribuição óptima de recursos num mercado livre
perfeito, e geralmente devem ser tão pouco distorcidas quanto possível pela imposição de um
imposto, a menos que a distorção ou correcção seja desejada como uma questão de política pública.
O conceito parece óbvio; a fim de evitar a má atribuição de recursos, incluindo a má atribuição
causada por práticas de evasão (ou conformidade) fiscal, o sistema fiscal não deve estar em conflito
com o sistema do mercado livre, a menos que o conflito seja intencional.
No entanto, quando se fala de impostos (ou incentivos fiscais) o sujeito deixa de ser simples.
Por um lado, a falta de um imposto pode implicar um conflito. Por exemplo, se poluição nociva
gerada no decurso do fabrico de um bem de consumo não é tributada, então o preço do produto será
demasiado baixo, resultando na produção e no consumo excessivo, em comparação com o nível de
produção que poderia ocorrer se o bem suportasse a totalidade dos seus custos ambientais. Este
tema é de grande interesse para os economistas.
Considerações Macroeconómicas. Uma preocupação conexa é que o imposto seja
consistente com os valores macroeconómicos (estudo da economia como um todo). Esse corpo de
aprendizagem geralmente prefere um crescimento constante, altos níveis de emprego e a inflação
mínima. Um imposto nacional bem formado não irá estimular a inflação, nem encorajar uma
recessão. Esta consideração não se enquadra com uma legislação tributária de petróleo e gás, que é
apenas uma parte de um quadro muito maior, e que não se considerada mais no presente
memorando.
Política Tributária na Prática. A grave falta de disponibilidade pública de dados empíricos
dificulta o estudo de todos estes critérios. A legislação tributária tende a nascer no caldeirão do
6
debate político, influenciado pelas modas económicas do dia. Mesmo se houver estudos sistemáticos
de acompanhamento da legislação fiscal, estes raramente estão disponíveis ao público. Além disso,
as influências particulares impedem muitas vezes os governos de libertar muitos dados úteis.
Uma Base Tributável que Corresponde ao Rendimento Económico. Cada imposto (ou
seja, um pagamento obrigatório a um governo, para além de uma remuneração para um serviço, ou
uma penalidade) tem uma base à qual se aplica uma taxa de tributação. As taxas são simples; a
concepção das bases é complicada. É importante assegurar que a base para um imposto sobre o
rendimento contempla uma medida realista do ―rendimento‖, o que implica uma definição legal,
que não varia muito de ―rendimento económico‖, ou então o imposto corre o risco de ser irrealista e
arbitrário. Os economistas derivaram uma definição de rendimento, conhecida como a definição de
Haig-Simons, designada de acordo com os seus criadores. O que se segue é a definição teórica de
rendimento segundo Haig-Simons1, que é muito preferida pelos economistas e frequentemente
utilizada por teóricos do imposto de rendimento, como um possível padrão para reformar um
imposto de rendimento e para manter as bases tributáveis realistas:
O rendimento pessoal pode ser definido como a soma algébrica: (1) do valor de
mercado dos direitos exercidos no consumo [para o ano] e (2) da mudança no valor do total
dos direitos de propriedade entre o início e o fim do [ano] em questão.2
As palavras ―valor de mercado do direito exercido no consumo‖ não são relevantes aqui
porque as empresas - ao contrário de seres humanos - não se envolvem em ―consumo‖, excepto em
casos menores, tal como a compensação excessiva para os directores. As variações do património
líquido (o valor dos activos da entidade menos os passivos) podem ser negativas ou positivas. Por
exemplo, se uma empresa suspendeu as suas operações e viveu a partir do seu capital durante um
ano, haveria uma redução do seu património líquido que não seria compensada por uma quantidade
igual de consumo pessoal.
A definição teórica do economista sofre do problema prático de o património líquido do
contribuinte se valorizar todos os anos. Os sistemas de imposto de rendimento evitam este problema
ao medirem as alterações no património líquido apenas quando os rendimentos ou perdas se
realizam por meio de uma venda, troca ou outra transacção palpável (conhecida como facto gerador
de imposto). A recusa pragmática dos governos em recorrer às avaliações anuais para a medição dos
rendimentos, abre completamente as portas à possibilidade de os contribuintes poderem decidir
exactamente quando enquadrar os seus factos geradores de imposto. Isto é verdade em Moçambique
assim como em todo o mundo.
c)
Estratégia recomendada
Cada imposto consiste de uma taxa e de uma base. A base dos impostos de rendimento é
sempre complicada e sujeita a alterações. A implementação das alterações é dispendiosa para os
governos e contribuintes. As alterações das taxas são fáceis. Os contribuintes, de facto, não
acreditam que, no futuro, irão ter direito à mesma taxa de imposto que têm agora, porque eles sabem
que as receitas do governo precisam de mudar, portanto, embora eles possam reclamar aumentos da
taxa, a base para a sua oposição é fraca, a menos que o aumento se constitua num confisco, tal como
1
2
O seu trabalho, por sua vez, baseia-se no trabalho de Von Schanz e Davidson.
H. Simons, PERSONAL INCOME TAXATION 50 (1938).
7
impor um imposto que resulta num imposto superior ao rendimento.
Se um país tem uma base tributária muito complicada, prejudica a sua reputação de bom senso
e o consultor desencoraja seriamente a opinião em relação a ser um país onde se pode investir. Por
outro lado, assim que um país demonstra ter um conjunto claro de leis tributárias e de leis conexas e
as implementa de forma justa e profissional, a atracção pelo país (e a capacidade de atrair
Concessionárias novas e de aumentar os seus impostos sobre Concessionárias novas) aumenta.
À luz disto, penso que, encarado a uma grande distância, seria prudente Moçambique procurar
simplificar o projecto de lei, planear a sua administração de forma justa e sem correr riscos de
corrupção, e aumentar as suas taxas no futuro. Para optimizar esta estratégia, as actuais
concessionárias deveriam obter apenas partes relativamente pequenas do tesouro nacional dos
recursos naturais, de modo a controlar o ―custo fiscal‖ de taxas menores nos primeiros anos, a favor
de uma maximização das taxas globais a longo prazo (ou seja, recomenda-se o começo com
projectos pequenos.) Outros têm uma opinião diferente e consideram que se deve extrair até ao
último centavo de ―renda‖ logo desde o início, mas também concordam que as receitas seriam
optimizadas, em condições normais, por leis simples e por uma boa administração.
IV. Avaliação Técnica do Regime Específico – Projecto de Lei
Como uma observação preliminar, o autor fala um pouco de Português, mas não o suficiente para
usar o original de forma eficaz nos casos raros em que não consiga entender a tradução em Inglês.
O autor é de opinião que a tradução é muito boa.
A conclusão geral é de que o projecto de lei necessita de uma revisão substancial para torná-lo mais
funcional. Além disso é complexo.
O autor tomou a liberdade de inserir o projecto de lei e tecer comentários em vermelho próximo de
cada segmento da lei que pareça necessitar de melhorias, às vezes no texto, às vezes por baixo do
texto e às vezes em ambos.
O autor não está seguro de que um contracto de Concessão poderia de alguma forma descartar a lei
fiscal. Isto deve ser esclarecido. É impressão do consultor que a lei prevalece e, assim, deveria ser
dito explicitamente na lei.
REGIME ESPECÍFICO DE TRIBUTAÇÃO PARA AS OPERAÇÕES PETROLÍFERAS
FUNDAMENTAÇÃO
O actual regime fiscal aplicável ao sector petrolífero, foi aprovado pela Lei n.º 12/2007, de 27 de
Junho, contudo, considerando a actual realidade sócio económica do Pais e o efeito aprendizado
resultante da sua aplicação, constatou-se a necessidade de proceder-se a revisão da mesma com
vista a:
8
Torná-lo mais adequado às boas práticas internacionais aplicáveis a tributação do sector
petrolífero;
Congregar em um único diploma legal as matérias fiscais relevantes para o sector, criando
assim, um regime mais abrangente de tributação específica da actividade petrolífera;
Possibilitar uma fácil consulta e interpretação pelos sujeitos passivos das regras fiscais do
sector;
Garantir a melhoria do ambiente de negócios; e
Garantir maior eficácia da acção tributária nos projectos do sector.
A proposta clarifica a incidência do Imposto sobre a Produção do Petróleo, definindo de forma mais
precisa o conceito de Petróleo Produzido, os sujeitos do imposto e a delimitação territorial das
operações petrolíferas.
Tendo em vista trazer para a lei determinados aspectos constantes em contratos de concessão
individualizados, a proposta introduz regras específicas para o sector relativas ao Imposto sobre o
Rendimento das Pessoas Colectivas aplicáveis ao sector nomeadamente:
Delimitação (Ring fencing), por forma a restringir a transmissibilidade de custos e proveitos
entre diferentes concessões na determinação da matéria colectável;
Definição de Custos específicos do sector, determinando de forma clara os custos aceites e
os não aceites para efeitos fiscais;
Especificação de taxas de reintegração e amortização tendo em conta a particularidade dos
activos usados neste sector de actividade; e
Indicação do tratamento às mais-valias geradas nas transacções específicas realizadas em
conexão com operações petrolíferas.
A proposta inclui também normas relativas à encargos parafiscais a que os empreendimentos
petrolíferos estão sujeitos e procede à actualização da lista de bens equiparados a classe K.
Para a economicidade na manipulação da legislação, a presente Proposta inclui também o regime de
benefícios fiscais aplicável ao sector, presentemente estabelecido pela Lei nº 13/2007, de 27 de
Junho.
É nestes termos que se apresenta ao Conselho de Ministros o presente projecto de Lei que aprova o
Regime Específico de Tributação das Operações Petrolíferas, propondo-se a sua submissão à
Assembleia da República para a respectiva aprovação.
Maputo, Abril de 2013
REPÚBLICA DE MOÇAMBIQUE
Assembleia da República
Lei n. º
de
/2013
de
Havendo necessidade de actualizar a legislação tributária, especialmente relativa à actividade
9
petrolífera aprovada pela Lei nº 12/2007, de 27 de Junho, ao abrigo do disposto no n.º 2 do artigo
127, conjugado com a alínea o) do n.º 2 do artigo 179 da Constituição da República, a Assembleia
da República determina:
Artigo 1. É aprovado o Regime Específico de Tributação para as Operações Petrolíferas e o
respectivo regime de benefícios fiscais, anexos à presente Lei e dela fazendo parte integrante.
Artigo 2. É revogada a Lei nº 12/2007 e a Lei nº 13/2007, ambas de 27 de Junho, bem como a toda
a legislação que contrarie a presente Lei.
Artigo 3. Compete ao Conselho de Ministros regulamentar a presente Lei no prazo de 90 dias
contados da data da sua publicação.
Artigo 4. A presente Lei entra em vigor à 1 de Janeiro de 2014.
Aprovada pela Assembleia da República aos........................................................
O Presidente da Assembleia da República, Verónica Nataniel Macamo Ndlovo
Promulgada em, ………………………………………………………………………
Publique-se
O Presidente da República, ARMANDO EMÍLIO GUEBUZA
REGIME ESPECÍFICO DE TRIBUTAÇÃO PARA AS OPERAÇÕES PETROLÍFERAS
CAPÍTULO I
Disposições Gerais
Artigo 1
(Definições)
Para efeitos da presente Lei considera-se:
a) Activos imobiliários - jazigos, e depósitos de petróleo, situados em território moçambicano
bem como Contrato de Concessão abrangendo participações directas ou indirectas nas entidades
titulares de um Contrato de Concessão e quer sejam detidas por residentes ou não residentes;
10
b) Concessionária - uma das partes contratantes de um Contrato de Concessão para Pesquisa e
Produção de Petróleo, a quem são atribuídos direitos de pesquisa e produção de petróleo nos
termos da legislação aplicável;
a) Contrato de Concessão - Contrato administrativo mediante o qual o Estado confere a uma
pessoa moçambicana ou pessoa jurídica estrangeira registada em Moçambique o direito para a
realização de operações petrolíferas [qualquer pessoa que não seja de nacionalidade
moçambicana ou que seja uma empresa estrangeira registada pode realizar Operações
Petrolíferas? Se não, diga “, e apenas uma tal pessoa”, depois de “Moçambique” para
eliminar a ambiguidade];
c) Custos de desmobilização – custos aprovados pela Autoridade Competente [se este é um
termo definido, então defina-o ou deixe-o em letras minúsculas. Eu não vejo uma
definição], relacionados com a planificação, preparação e implementação das actividades de
encerramento das operações petrolíferas, incluindo desmantelamento, demolição ou
desmontagem e a remoção de instalações e equipamentos utilizados na produção e ainda a
restauração e recuperação da área para as condições ecologicamente similares às existentes
antes do inicio da extracção do petróleo;
d) Data efectiva – data do visto do Contrato de Concessão pelo tribunal administrativo;
e) Depósito de petróleo - uma acumulação de petróleo [ou de gás natural] numa unidade geológica
limitada por rochas características, estruturais ou estratigráficas, com superfícies de contacto entre
o petróleo e a água na formação, ou uma combinação destes de tal forma que todo o petróleo esteja
em comunicação sob pressão através de líquido ou gás; ou parte de uma unidade geológica, tal
como xistos betuminosos ou carvão, contendo petróleo, que tenha sido delineada para efeitos de
pesquisa e produção de petróleo;
f)
Descoberta de petróleo – primeiro petróleo encontrado numa estrutura geológica através de
perfuração, que é recuperável à superfície por métodos empregues no decurso de operações
petrolíferas na Área do Contrato quer tenha interesse comercial potencial ou não;
g) Despesas de Pesquisa - todos os custos directos e indirectos afectos ao [isto pretende referirse ao “estabelecimento permanente” no sentido tributário? O que se entende por
estabelecimento?] empreendimento, incorridos na procura de Petróleo na Área do Contrato;
Comentário: Não se definiu uma Área de Contrato, mas deveria ter sido.
h) Despesas de Desenvolvimento - todas as despesas incorridas pelo concessionário ou operador
nas actividades de planificação, preparação, construção, instalação de uma ou mais infraestruturas para a produção de petróleo, incluindo a abertura de poços para a condução de
operações petrolíferas;
11
i) Despesas Operacionais - todas as despesas incorridas nas operações petrolíferas após o início
da Produção Comercial e que não constituam custos de Pesquisa, Despesas de Investimento em
Desenvolvimento e Produção, Despesas Gerais e Administrativas e Custos de Serviços;
Comentário: estes termos não estão definidos.
j) Direitos petrolíferos – detenção de direitos sobre empreendimentos petrolíferos ou
participações sociais dos mesmos;
k) Empresa Afiliada - significa, relativamente a qualquer Pessoa que constitui a Concessionária,
toda a empresa-mãe que, directa ou indirectamente, controle essa Pessoa, ou qualquer empresa
que seja directamente controlada por essa Pessoa, ou qualquer empresa que, directa ou
indirectamente, seja controlada por essa empresa-mãe.
Para efeitos da definição anterior considera-se que:
i.
uma empresa é directamente controlada por outra empresa ou empresas quando estas
detenham acções ou outras participações no capital social daquela que representem, no
seu conjunto, mais de 50% (cinquenta por cento) dos direitos de voto nas assembleias
gerais [ou valor]; e
Comentário: usar o valor para evitar situações em que, por exemplo, advogados detêm
participações para o benefício de um cliente. Isto é uma formulação comum nos EUA
ii.
uma determinada empresa é indirectamente controlada por uma empresa ou empresas
(―empresa ou empresas-mãe‖) quando seja possível identificar uma série de empresas,
partindo da empresa ou empresas-mãe e terminando com essa empresa determinada,
relacionadas de tal forma que cada uma das empresas da série, à excepção da empresa ou
empresas-mãe, é directamente controlada por uma ou mais das empresas que a precedem
na série;
iii.
Há também o controlo directo ou indirecto de uma Pessoa ou empresa, se essa
Pessoa ou empresa está sob o controlo prático de outra Pessoa ou empresa,
independentemente de esta funcionar separadamente ou em colaboração com outra
parte ou partes.
Comentário: os advogados destacam-se em quebrar o controlo formal. A Secção
482 da lei tributária dos EUA usa “controlo prático”,} que provou ser eficaz, em
conexão com a investigação de uma fixação de preços inapropriada entre as partes
relacionadas.
l) Gás natural - Petróleo que nas condições atmosféricas normais se encontra no estado gasoso, bem
como gás não convencional, incluindo gás metano associado ao carvão e gás de xistos
betuminosos, propano e butano;
12
Comentário: Eu acho que não é uma definição correcta do gás natural. Na minha opinião é
uma mistura de gases de hidrocarbonetos.
Comentário: pode haver outros gases, tal como o hélio, o que é altamente valorizado. Eu
recomendo definir o gás natural como qualquer um de vários gases de hidrocarbonetos,
incluindo o gás de xisto, propano e butano
m) Operações Petrolíferas - planificação, preparação e implementação das actividades de
reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento, produção, armazenagem, transporte, cessação de tais
actividades ou o término do uso de infra-estruturas, incluindo a implementação do plano de
desmobilização, venda ou entrega de petróleo até ao ponto de exportação ou fornecimento
estipulado, sendo este o ponto onde o petróleo é entregue para o consumo ou uso, ou carregado
como mercadoria, incluindo na forma de gás natural liquefeito;
b) Pessoa moçambicana – qualquer pessoa jurídica constituída e registada nos termos da legislação
moçambicana, com sede no país, e na qual o respectivo capital social pertença em mais de
cinquenta e um por cento [legalmente, beneficamente ou em conjunto] por cidadãos nacionais ou
sociedades ou instituições, privadas ou públicas, moçambicanas, ou por estes controladas [“visto
que o controlo é definido acima para fins de encontrar Empresas Associadas”];
Comentário: isto é por razões de consistência
c) Petróleo – petróleo bruto, gás natural ou outras concentrações naturais de hidrocarbonetos, no
estado físico em que se encontrem no subsolo, produzidos ou capazes de serem produzidos a partir
de ou em associação com o petróleo bruto, gás natural, betumes e asfaltos incluindo condensados
e destilados;
n) Petróleo bruto - petróleo mineral bruto O consultor sugere “Petróleo na forma de petróleo
bruto, incluindo”, asfalto, ozocerite e todos os tipos de petróleo e betumes, no seu estado natural
quer sólido ou líquido, ou obtidos a partir do gás natural por condensação ou extracção, excluindo
o carvão ou qualquer substância susceptível de ser extraída do carvão;
Comentário: Embora o termo “óleo mineral” seja frequentemente utilizado, acredito que tal
coisa, formalmente, não existe. Em qualquer caso, o Petróleo é de natureza orgânica, não
mineral
o) Petróleo de custo –parcela de petróleo produzido à disposição da concessionária para recuperação
dos custos e despesas incorridos com a realização das operações petrolíferas, conforme
estabelecido neste regime;
p) Petróleo Disponível - saldo de petróleo remanescente após a retirada da parcela de petróleo
produzido, necessária para satisfazer a obrigação do pagamento do imposto sobre a produção;
q) Petróleo lucro - parcela de petróleo disponível que exceda o petróleo de custo, que é atribuída às
partes nos termos previstos neste regime;
13
r) Petróleo Produzido - o Petróleo que tenha sido extraído de um depósito de Petróleo,
inicialmente separado e processado em Petróleo Bruto, condensado ou Gás Natural, medido no
ponto de medição aprovado pelo Governo, para efeitos de pagamento do imposto sobre a
produção, incluindo quaisquer volumes de Petróleo perdidos em resultado de deficiências ou
negligência durante as operações petrolíferas. A mesma definição aplica-se a ―Petróleo Bruto
Produzido‖, ―Condensado Produzido‖ e ―Gás Natural Produzido‖, consoante o caso;
Comentário: Os termos sublinhados não estão definidos. Como é que se mede o petróleo
perdido? A proposta é uma boa idéia do ponto de vista ambiental, mas eu acho que é melhor
tratá-la como lei ambiental, porque aumenta a complexidade da lei
s) Ponto de Entrega - no caso do Gás Natural, a falange de entrada do gasoduto de transporte e,
no caso do Petróleo Bruto e do Condensado, a falange de entrada do navio-tanque de
levantamento ou outro meio de transporte na área de Concessão ou, em qualquer dos casos, um
qualquer outro local que venha a ser definido pelo Governo no Contrato de Concessão;
Comentários: O termo sublinhado não está definido. Além disso, os campos de gás estão
ligados por tubulações de recolha, por sua vez normalmente conectados a um gasoduto de
transmissão. O significado do termo “gasoduto de transporte” deve ser clarificado. É um tubo
de recolha? O tubo final grande? Outra coisa?
t) Produção – actividades de extracção de petróleo dos depósitos de petróleo no subsolo,
incluindo a perfuração para produção de petróleo, injecção para melhoramento da recuperação,
separação e tratamento, incluindo liquefacção, armazenagem, medição e preparação para o
carregamento e transporte de petróleo a granel e operação e uso das infra-estruturas para a
produção de petróleo;
u) Produção Comercial - a produção de Petróleo e a entrega do mesmo, no Ponto de Entrega, ao
abrigo de um programa de produção e venda, conforme estabelecido num plano de
desenvolvimento e suas eventuais alterações.
Comentário: não é claro para mim o que é que as palavras sublinhadas realmente significam e
se as mesmas deveriam ser um termo definido
Artigo 2
(Objecto)
A presente Lei estabelece os regimes de tributação e de benefícios fiscais das operações
petrolíferas.
14
Artigo 3
(Âmbito de aplicação)
A presente Lei aplica-se as pessoas moçambicanas e pessoas jurídicas estrangeiras registadas em
Moçambique, que realizam ou estejam envolvidas em operações petrolíferas ou relacionadas com o
sector petrolífero, ao abrigo de um Contrato de Concessão sujeito a jurisdição moçambicana.
Comentário: Útil, mas sobre os indivíduos? Será que eles escapam deste regime fiscal? Nada
parece impedir “Operações Petrolíferas” por indivíduos. Talvez um contrato de concessão só
se aplica a pessoas jurídicas.
Artigo 4
(Impostos específicos para as operações petrolíferas)
As pessoas e entidades, incluindo as não residentes, que realizam ou estejam envolvidas em
operações petrolíferas ou relacionadas com o sector petrolífero, para além de outros impostos
previstos no sistema tributário, incluindo os autárquicos, estão sujeitas ao Imposto sobre a Produção
do Petróleo – IPP, bem como às regras específicas do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas
Colectivas - IRPC, previstas no presente Regime.
CAPÍTULO II
Comentário geral: Esta secção é excessivamente complicada e substitui acordos de royalties,
que podem ser estruturados de forma muito mais simples. O presente projecto solicita
disputas sobre as valorizações e é vago. Eu recomendo a seguinte solução:
Use um sistema de royalties explícito, em vez do imposto sobre a produção. O royalty de facto
torna-se na parte do governo oriunda da produção bruta sem despesas, qualquer que seja a
situação económica da empresa. Os custos de produção de todo o petróleo e gás são da inteira
responsabilidade da empresa.
Em troca desta simplicidade, esteja preparado para considerar reduzir ligeiramente as taxas
propostas, digamos, em um ponto percentual cada, e para recolher os royalties das vendas da
empresa, ou seja, dos valores reais que são pagos. Isto resulta num pequeno atraso no
pagamento, em comparação com a tributação no momento da medição.
Se você rejeitar esta proposta e quiser usar os preços de cabeça de poço, então multiplique a
produção vezes a taxa média das cotações do Platts Oilgram, ou outro reputado indicador de
preços, para o tipo específico do petróleo (o Brent é de muito alta qualidade, por isso,
dependendo da qualidade do petróleo de uma área de contrato específica, haverá
provavelmente um desconto para colocar o petróleo noutra categoria de preço).
15
O uso dessa medida elimina discussões sobre os preços de venda para os produtores
integrados e associados (que cria o problema de como se deve fixar o preço de “venda”
imaginário a jusante). Exige o pagamento no prazo de 30 dias a partir da data de medição. A
linguagem usada noutras situações é útil. A indústria de petróleo e gás irá considerar o
conceito de royalty como claro e simples. Vão alegar que é “muito rude”, porque irão
reclamar os custos de transporte, etc. Eu acredito que, na verdade, será um alívio em
comparação com as complexidades de um imposto sobre a produção.
Os royalties e impostos do tipo IPP têm o mérito bem conhecido de garantir que, mesmo se a
empresa perca dinheiro, o país ganha dinheiro na extracção dos recursos próprios. Se quiser
aumentar o royalty ou IPP com rentabilidade, pode seguir o exemplo de um país como a
Colômbia, que utiliza os royalties crescentes (de 5% a 25%). Aos 25%, a empresa obtém 75%
das receitas, suporta todas as despesas e paga um imposto de rendimento sobre a sua
participação. No entanto, visto que você já tem um sistema de partilha de produção, isso
acrescentaria uma complexidade excessiva.
Nos EUA, o royalty é simplesmente visto como um direito de propriedade do titular, recebido
como uma percentagem da produção livre de custos associados de produção. Este modelo tem
funcionado muito bem, e é comparável a outros royalties, tal como o de livros e patentes.
Noutras palavras, um royalty é uma parte reservada da produção. Assim, por exemplo, a
participação do royalty da produção nunca se torna em rendimento do operador
(Concessionária) e não está sujeita à exaustão pelo operador. Em contraste, você não permite
uma dedução fiscal para o IPP no cálculo do imposto de rendimento. Já vi isto descrito como
royalty na correspondência do Sr. Calu. Na minha opinião, em essência, é um royalty
desnecessariamente complicado.
Fixação de preços do gás: Este é um assunto difícil, porque o gás não é fungível como o
petróleo, e os seus preços variam entre regiões. Para efeitos de royalties nos Estados Unidos, a
norma é vender o produto e dar ao titular do royalty a sua participação a partir dos preços
reais de venda. A regra do IPP (e a minha versão proposta que mantém a “tributação no
momento de medição”) faz com que a selecção de qualquer preço correcto seja feita por acaso.
Existem várias soluções:
Uma forma de simplificação seria assumir que o valor do gás é uma função do valor
do petróleo. Este valor será a base para o royalty.
Uma variação seria permitir um desconto. A Colômbia, por exemplo, permitiu um
desconto de 20% sobre o preço de mercado dos crudes leves.
Outra abordagem é esperar por um número real, ou seja o preço de venda,
assegurando tratar os preços de venda aos associados com a desconfiança adequada.
16
Os comentários sobre a determinação de preços entre sociedades tratam disto de
forma mais detalhada.
Há também opções intermédias, tais como aceitar o preço de venda real, sujeito ao
direito do governo a usar o preço presumido, em caso de provas evidentes de que o
preço “real” é exageradamente baixo.
Outra abordagem é acompanhar de perto contratos de fornecimento utilizados pelos
concorrentes em Moçambique.
Devem-se utilizar, sempre que possível, os preços reais em vez de preços imputados,
pois estes são artificiais.
Recomendação: Abandone o IPP. Use um modelo de royalty e os preços de venda
reais. Se você concluir que o IPP deve permanecer, então use sempre o preço real do
gás extraído quando medido, enquanto na ausência do tal preço, use o preço do
mercado mundial derivado do preço do petróleo bruto leve.
Seja realista; entenda que o propósito do royalty é oferecer uma receita imediata e
protecção contra perdas incorridas pela Concessionária, e que a escolha de qualquer
taxa será arbitrária. Não precisa de ser um imposto complexo para realizar este
objectivo.)
Apesar desta recomendação, o consultor produziu comentários sobre o IPP proposto.
Imposto sobre a Produção de Petróleo - IPP
Artigo 5
(Incidência objectiva)
O Imposto sobre a Produção de Petróleo incide sobre o valor do Petróleo Produzido nas áreas de
concessão sujeitas a jurisdição moçambicana.
Artigo 6
(Incidência subjectiva)
São sujeitos passivos do IPP, pessoas moçambicanas e pessoas jurídicas estrangeiras registadas em
Moçambique, que realizem ou estejam envolvidas em operações petrolíferas, ao abrigo de um
Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção, sujeito a jurisdição moçambicana.
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Artigo 7
(Facto gerador)
1. A obrigação tributária do IPP considera-se constituída no momento em que o Petróleo
Produzido é medido na estação de medição definida pelo Governo.
Comentário: “considera-se” que possa surgir, ou é algo que surge realmente? Abaixo, parece
que a venda determina o valor. Como é que a obrigação de pagar pode aparecer antes do
valor ser determinado? Por que razão é relevante se o imposto incidir sobre o preço de venda,
tal como ajustado abaixo?
2. Quando se trate de pagamento em espécie, a obrigação tributária considera-se [Acho que o
significado pretendido é “faz surgir”] constituída no momento em que o Petróleo Produzido é
vendido no ponto de entrega.
Comentário: O pagamento em espécie é raro no mundo real. Detalhes de como os pagamentos
em espécie devem ser feitos são escassos e, portanto, podem resultar em negócios corruptos.
Artigo 8
(Base Tributável)
A base tributável do IPP é o valor do petróleo produzido.
Artigo 9
(Valor do Petróleo Produzido)
1. O valor do petróleo produzido é o valor de venda realizada pelo contribuinte, determinado
tomando como base o preço FOB ou segundo condições equivalentes [o que é que isto
significa, algo equivalente ao preço FOB? A determinação normal dos preços de petróleo
em Moçambique é FOB, ou é um preço no terminal?], no ponto de entrega, quando o
petróleo tenha sido vendido no mês a que corresponde o imposto a liquidar.
Quando exactamente ocorre uma “venda”? Quando o pagamento é feito, o contrato assinado,
no momento da entrega?
2. O petróleo produzido num mês mas não vendido nesse mês, é avaliado em função do preço da
última venda realizada pelo contribuinte. [Razoável, mas isso pode estimular contratar um
“último preço de venda” baixo e falso.”]
3. Caso não existam vendas [prior - prévias], para determinar o valor do petróleo produzido deve
tomar-se como base o preço de referência do mercado internacional.
4. Os critérios para determinação do preço de referência do mercado internacional devem ser
definidos em regulamentação específica.
Comentário: Não é necessário se se usar uma medida específica na lei, como pode ser feito.
18
5. Para a determinação do valor do petróleo produzido considera-se o seguinte:
a) No caso de venda no ponto de entrega, respeitadas as condições FOB, ou segundo condições
equivalentes, o preço a pagar por ele, desde que tenha sido observado o princípio das
entidades independentes;
Comentário: “de acordo com condições equivalentes” é uma frase obscura. É importante
entender que grandes quantidades de dinheiro podem estar envolvidas, portanto, as disputas
podem ser de grande valor para o governo e o contribuinte. Isto resulta em perdas de tempo e
recursos para ambas as partes.
b) No caso de venda no ponto de entrega, segundo condições que não sejam FOB nem
equivalentes, o preço a pagar por ele, deduzidos os custos com o transporte e entrega do
petróleo a jusante do ponto de entrega, desde que tenha sido observado o princípio das
entidades independentes;
Comentário: razoável. Isto pode ser usado para medir a venda sob um simples royalty. Eu
penso que as receitas das vendas brutas para a empresa de petróleo e gás seria o método mais
simples.
6. Para efeitos do presente artigo, o preço a pagar é o valor que é pago pelo comprador se o petróleo
produzido fosse entregue pelo concessionário e recebido pelo comprador, sem qualquer
compensação de montantes relativos a eventuais créditos ou reclamações de eventuais créditos, e
sem retenções de qualquer natureza [Isto irá causar problemas].
7. O valor do Petróleo produzido deve ser, na medida em que tal Petróleo consista em Petróleo
Bruto, determinado no final de cada mês civil, começando no mês civil em que tenha início a
Produção Comercial de Petróleo Bruto. No caso de tal Petróleo consistir em Gás Natural, o seu
valor deve ser determinado no final de cada mês civil, começando no mês em que tenha início a
entrega comercial no Ponto de Entrega.
8. O valor para cada qualidade de exportação individual de Petróleo Bruto, deve ser:
a) no caso de vendas a Empresas não-Afiliadas, o preço médio ponderado por barril no Ponto
de Entrega de cada declaração de venda ou de exportação de Petróleo Bruto, apurado por
referência aos preços FOB (com o significado definido nos INCOTERMS), a que esse
Petróleo Bruto tenha sido vendido pela Concessionária, durante esse mês civil; ou
b) no caso de vendas a um terceiro em condições diferentes das condições FOB para efeitos
deste Regime, deve ser aplicado um preço FOB calculado sob a forma líquida (―net-back‖)
estabelecido através da dedução ao preço acordado, dos custos reais e directos incorridos
pela Concessionária no cumprimento das obrigações decorrentes dos respectivos contratos
de venda a que acresçam as obrigações inerentes a um contrato de compra e venda FOB,
19
c) no caso de vendas a Empresas Afiliadas, o preço que for acordado entre o Ministério dos
Recursos Minerais, o Ministério das Finanças, conjuntamente, e a Concessionária com base
nos seguintes factores:
i. o preço médio ponderado FOB do mês civil para o Petróleo Bruto de classificação Brent,
ou outra classificação apropriada de Petróleo Bruto para a produção e para o período em
questão. A média ponderada basear-se-á nos dias de cada mês civil em que um preço de
fecho estiver cotado no relatório de cotações ―Platts Oilgram‖. São ignorados os dias
sem cotações de preços, como os fins-de-semana e dias feriados;
ii. um prémio ou desconto sobre o preço do Petróleo Bruto de classificação Brent, ou
qualquer outra classificação apropriada de Petróleo Bruto para a produção em questão, a
determinar por referência à qualidade do Petróleo Bruto produzido a partir da Área do
Contrato e o custo de colocação desse Petróleo Bruto no mercado.
9. Nos casos em que o Ministério que tutela a área dos petróleos, o Ministério que tutela a área das
Finanças, conjuntamente, e a Concessionária não consigam acordar um preço nos termos da
alínea c) do nº 8, do presente artigo, são adoptados os seguintes procedimentos por forma a
determinar o prémio ou desconto referidos no citado artigo:
a) o Ministério que tutela a área dos petróleos, o Ministério que tutela a área das Finanças,
conjuntamente, e a Concessionária apresentam um ao outro as suas avaliações do prémio ou
desconto, juntamente com uma explicação dos factores-chave considerados na determinação
do prémio ou desconto;
b) se o prémio ou o desconto apresentados separadamente pelo Ministério que tutela a área dos
petróleos, o Ministério que tutela a área das Finanças, conjuntamente, e pela Concessionária
estiverem, relativamente um ao outro, compreendidos no intervalo do equivalente à 10 US ¢
(dez Cêntimos do dólar dos Estados Unidos da América) por barril, deve ser calculada a
média para efeitos de fixação do valor final do Petróleo Bruto;
c) se o prémio ou o desconto apresentados separadamente pelo Ministério que tutela a área dos
petróleos, o Ministério que tutela a área das Finanças, conjuntamente, e pela Concessionária
divergirem em mais do equivalente à 10 US ¢ (dez Cêntimos do dólar dos Estados Unidos da
América) por barril, cada um deles apresentará de novo ao outro, no 3º (terceiro) Dia Útil a
contar da primeira troca de informação, um prémio ou desconto revisto;
d) se o prémio ou o desconto apresentados separadamente pelo Ministério que tutela a área dos
petróleos, o Ministério que tutela a área das Finanças, conjuntamente, e pela Concessionária
na segunda troca de informação estiverem compreendidos, relativamente um ao outro, no
intervalo do equivalente à 10 US ¢ (dez Cêntimos do dólar dos Estados Unidos da América)
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por barril, deve ser calculada a média para efeitos de fixação do valor final do Petróleo
Bruto;
e) se o prémio ou o desconto apresentados na segunda troca de informação divergirem em mais
do equivalente à 10 US ¢ (dez Cêntimos do dólar dos Estados Unidos da América) por barril,
a questão deve ser submetida à decisão de um perito independente, o qual deve estabelecer
um preço com base nos critérios enunciados na alínea c) do nº .8, mas sempre dentro dos
limites estabelecidos pelas Partes nos termos da alínea d) do nº.9, todos do presente artigo.
10. O valor calculado para o Gás Natural produzido a partir dos jazigos da Área do Contrato deve
ser:
a) no caso de vendas a Empresas não-Afiliadas, o preço médio ponderado por Gigajoule de
Gás Natural de especificação comercial no Ponto de Entrega em que tal Gás Natural tenha
sido entregue pela Concessionária durante esse mês civil, deve ser o preço médio ponderado
por Gigajoule de todo o restante Gás Natural de especificação comercial entregue durante o
mesmo mês civil proveniente de jazigos sujeitos à jurisdição da República de Moçambique e
a média ponderada de preços disponíveis afixados ou publicitados para combustíveis
alternativos ao Gás Natural para consumidores industriais de grande dimensão, incluindo
geradores eléctricos, no mercado onde os mesmos tenham sido entregues aos consumidores
finais.
Comentário: será que isto vai incentivar a queima de gás? Se assim for, é lamentável para a
economia e o meio ambiente. Libertar o gás é pior em termos ambientais.
b) no caso de vendas a Empresas Afiliadas, o preço estipulado na alínea a) supra para vendas a
Empresas não-Afiliadas ou o preço acordado entre o Ministério que tutela a área dos
petróleos, o Ministério que tutela a área das Finanças, conjuntamente, e a Concessionária.
11. Os trâmites previstos nos números anteriores não produzem efeitos suspensivos sobre quaisquer
obrigações da concessionária para com o Estado que devem ser cumpridas com base no preço
determinado residual e conjuntamente entre o Ministério que tutela a área dos petróleos, o
Ministério que tutela a área das Finanças.
No caso de o Governo celebrar com a Concessionária um Contrato comercial de Compra e
Venda de Gás e/ou de Petróleo Bruto para a compra, pelo Governo, de Petróleo Bruto e/ou de
Gás Natural à Concessionária, o preço de tais vendas não deve exceder o preço do Petróleo
Bruto e/ou do Gás Natural proveniente da Área do Contrato vendido a Empresas Afiliadas,
conforme estabelecido na alínea c) do nº2, e alínea b) do nº10, ambos do presente artigo.
21
Artigo 10
(Correcção da base tributável)
1. A administração tributária pode proceder à correcções, alterando o valor tributável declarado,
quando se verifique que os preços utilizados pelo contribuinte não estão de acordo com os
preços praticados nos mercados de referência ou que os mesmos se afastam dos preços normais
de mercado entre comprador e vendedor independentes.
2. Do valor tributável apurado nos termos do n.º 1 do presente artigo é notificado o sujeito passivo,
podendo recorrer para o Tribunal Fiscal competente.
O contribuinte vai prevalecer se e somente se a posição do governo for arbitrária e
caprichosa.
Comentário: esta formulação adicional acompanha a secção 482 do Código Tributário dos
EUA (Internal Revenue Code), que tem sido uma ferramenta de governo eficaz. A sua força
depende da carga pesada colocada sobre o contribuinte. Um tratado tributário entre os EUA e
Moçambique iria ajudar a recolher informações quando se tratar de filiais norte-americanas.
Estes casos de determinação de preços podem ser longos e arrastados. Há muito mais a ser
dito sobre este assunto. A Secção 482 representa 70% do valor em dólares dos créditos no
Tribunal Tributário dos EUA.
Uma solução é tratar as filiais como se fossem membros de um grupo consolidado que
apresenta uma declaração de imposto unificada, ou seja, que não considere os negócios
interempresas e espere por uma venda a um parceiro externo, imputando o ganho nos
prejuízos sem ter em conta a filial, salvo para permitir que a mesma tenha uma parcela
suficiente do preço de venda para compensar os custos de participação.
Para ilustrar este ponto: A e B são associados. B vende o produto, que comprou de A, a uma
parte externa, não associada, por 100 unidades de conta. Os 100 vão apenas para A, excepto
se B tiver o direito a recuperar os seus custos, decorrentes da sua participação, a partir dos
100.
Artigo 11
(Taxa)
As taxas do Imposto sobre a Produção do Petróleo são as seguintes:
a) 10% para o petróleo bruto,
b) 6% para o gás natural.
Comentário: muito bem
22
Artigo 12
(Liquidação)
1. A liquidação do IPP é efectuada pelos sujeitos passivos a que se refere o artigo 6.
2. O IPP resulta da aplicação da taxa referida no artigo 11, ao valor do petróleo produzido,
determinado nos termos do artigo 9.
Comentário: muito bem, tendo em conta o uso de IPP.
Artigo 13
(Formas e local de pagamento do Imposto)
1. O pagamento do IPP é efectuado, regra geral, em dinheiro.
2. O IPP pode ser pago em espécie, por opção do Governo, em parte ou na totalidade, mediante
notificação ao sujeito passivo.
3. Presume-se o pagamento em dinheiro, salvo se o Governo, por meio de notificação, com seis
meses de antecedência, contados a partir do primeiro dia do mês a que se reportar o imposto,
notifique o sujeito passivo para pagar o imposto em espécie.
4. O IPP deve ser pago junto dos serviços da administração tributária.
Comentário: muito bem.
Artigo 14
(Pagamento em Espécie)
1. Quando o Governo opte por cobrar o Imposto sobre a Produção em espécie, deve notificar o
sujeito passivo por escrito no prazo referido no nº 3 do artigo anterior.
2. Notificado do pagamento do Imposto sobre a Produção em espécie, as quantidades mencionadas
na notificação devem ser entregues a entidade designada pelo Governo, no Ponto de Entrega.
3. O pagamento em espécie na quantidade especificada na notificação, efectuada nos termos do
número anterior, mantém-se até que o Governo proceda a uma nova notificação, fornecendo ao
sujeito passivo instruções revistas.
4. A entidade referida no nº 2, deve entregar a administração tributária, o valor correspondente as
quantidades recebidas a titulo de imposto sobre a produção, no mês seguinte ao da recepção.
Comentário: muito bem, só que é muito raro na prática e pode levar a problemas de
corrupção.
CAPÍTULO III
Regras Específicas do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas
Comentário geral: enquanto os itens a seguir não são simples, constituem uma prática comum
23
e não constituem surpresa.
Artigo 15
(Âmbito de aplicação)
As regras específicas sobre o rendimento previstas no presente capítulo aplicam-se às pessoas
moçambicanas e pessoas jurídicas estrangeiras registadas em Moçambique, sujeitas ao IRPC,
incluindo os não residentes, que realizam ou estejam envolvidas em operações petrolíferas ou
relacionadas com o sector petrolífero, podendo aplicar-se subsidiariamente as disposições do Código
do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas - CIRPC.
Comentário: Não é claro o que significa “relacionados com o sector petrolífero”. O “nãoresidente” pode ser uma pessoa individual? Uma parceria? Porquê ir para além das
Operações Petrolíferas?
Artigo 16
(Incidência objectiva)
O Imposto sobre o rendimento incide sobre os rendimentos [lucros é a palavra certa aqui] obtidos
no exercício de operações petrolíferas ou relacionadas com o sector petrolífero.
Comentário: a mesma questão como em 15.
Artigo 17
(Incidência subjectiva)
São sujeitos passivos do Imposto sobre o rendimento, as pessoas moçambicanas e pessoas jurídicas
estrangeiras registadas em Moçambique, incluindo os não residentes, que realizam ou estejam
envolvidas em operações petrolíferas ou relacionadas com o sector petrolífero.
Comentário: a mesma questão como em 15.
Artigo 18
(Determinação da matéria colectável)
1. A determinação da matéria colectável do concessionário, limita-se a cada Concessão e diz
respeito a cada ano fiscal.
2. O sujeito passivo deve obter um NUIT para cada Concessão e organizar uma contabilidade
separada relativamente a cada um deles tal como resulta do número anterior.
3. Os custos e proveitos derivados de um Contrato de Concessão, só podem ser deduzidos ou
imputados a esse mesmo Contrato de Concessão, relativamente a cada ano fiscal.
24
Comentário: deve-se esclarecer se a base tributável é apenas a quota da Concessionária ao
abrigo das disposições de partilha de produção. Isto é crucial.
Artigo 19
(Princípio das entidades independentes)
1. Para efeitos do Imposto sobre o rendimento, as transacções respeitantes às actividades de
reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo, são tratadas como se fossem
conduzidas entre empresas independentes, aplicando-se o disposto no CIRPC:
a) As transacções respeitantes a diferentes Contrato de Concessão de um mesmo sujeito
passivo;
b) As transacções respeitantes a um Contrato de Concessão e outras actividades do mesmo
sujeito passivo;
c) As transacções respeitantes a actividades petrolíferas à jusante do Plano de
Desenvolvimento/Ponto de Entrega;
d) Os serviços prestados por actividades a jusante do Ponto de Entrega;
e) Quaisquer transacções entre entidades com relações especiais tal como definidas no Código
do IRPC.
2. Para efeitos do disposto no número anterior, a transmissão de um activo para um Contrato de
Concessão separado é tratada como uma aquisição ou alienação do activo, consoante o caso.
O significado não é claro. Será que isto significa que há uma venda ou troca para que se possa
impôr um imposto de rendimento?
3. Quando dois ou mais sujeitos passivos desenvolvam actividades de reconhecimento, pesquisa,
desenvolvimento e produção de petróleo, no âmbito de um mesmo Contrato de Concessão, cada
um deles deve calcular o rendimento tributável das operações petrolíferas, relativamente a esse
Contrato de Concessão separadamente, como se fossem empresas associadas efectuando
transacções entre elas, e aplicando-se o princípio das entidades independentes.
Comentário: veja o comentário anterior sobre a Secção 482.
Artigo 20
(Proveitos ou ganhos)
Sem prejuízo do disposto no CIRPC, consideram-se ainda proveitos ou ganhos, derivados de
empreendimentos petrolíferos, os seguintes:
a) Os rendimentos resultantes da venda ou alienação de petróleo produzido;
b) A compensação recebida por qualquer perda ou destruição de petróleo produzido e
resultante de um contrato de seguro ou de outra fonte;
25
c) Montantes recebidos pela venda de informação respeitante a operações petrolíferas;
d) Mais-valias decorrentes da alienação, directa ou indirecta, de activos do empreendimento
petrolífero, situados em território moçambicano, em relação ao qual é conduzida a operação;
e) Não utilização de uma provisão relativa a custos [exclua “Custos”, porque não foi
definido] de desmobilização de operações petrolíferas;
Comentário: Eu diria dedução fiscal anterior relativo a “Despesas de Desmobilização...”
A questão aqui é saber se o contribuinte pode deduzir os custos esperados, caso em que a
reversão da dedução está correcta ou se o custo futuro deve ser pago a um fundo, caso em que
a dedução só deve ser revertida se o contribuinte for reembolsado.
f) Quaisquer outros montantes obtidos por virtude de operações petrolíferas, respeitantes ao
empreendimento petrolífero.
Os impostos municipais normalmente são eliminados no Contrato de Concessão?
Artigo 21
(Custos ou perdas)
Sem prejuízo do previsto no CIRPC, consideram-se custos ou perdas os seguintes:
1. Custos Operacionais, tais como:
i.
Funcionamento, assistência, manutenção e reparação de poços de produção e de injecção
e todas as instalações de campo concluídas durante as Operações de Desenvolvimento e
Produção;
ii.
Planeamento, produção, controlo, medição e testes do fluxo de Petróleo, assim como a
captação, arrecadação, tratamento, armazenamento e transporte do Petróleo do Jazigo
Petrolífero para o Ponto de Entrega;
2. Custos de Serviços, tais como armazéns, escritórios, acampamentos, cais, embarcações,
veículos, equipamento rolante motorizado, meios aéreos, estações de incêndio e segurança,
oficinas, instalações de saneamento básico e de abastecimento de água, centrais eléctricas,
alojamentos, mobiliário, utensílios e equipamento usados nas operações petrolíferas.
3. Custos de investimentos em Infra-estruturas sociais, desde que previstos no Contrato de
Concessão.
4. Custos com a formação de trabalhadores moçambicanos, até ao limite máximo de 5% da
matéria colectável.
Comentário: este limite pode ser uma má idéia se desencorajar esse emprego ou os aumentos
salariais.
5. Despesas Gerais e Administrativas, tais como:
26
i.
Relativas ao escritório principal e aos de campo estabelecidos em Moçambique e a custos
gerais administrativos, incluindo os serviços de supervisão, contabilidade e relações laborais,
também ocorridos em Moçambique;
ii.
Encargo a título de despesas gerais (―overhead‖) para cobrir serviços prestados fora da
República de Moçambique para gerir as operações petrolíferas e para consultoria e
assistência ao pessoal, incluindo serviços financeiros, jurídicos, contabilísticos e de relações
laborais.
iii.
O encargo referido no ponto anterior constituirá: 5% dos custos do contrato até ao limite do
equivalente à USD 5.000.000,00 (cinco milhões de Dólares dos Estados Unidos da América);
3% da parcela de Custos do Contrato entre o equivalente à USD 5.000.000,00 (cinco milhões
de Dólares dos Estados Unidos da América) e USD 10.000.000,00 (dez milhões de Dólares
dos Estados Unidos da América); e de 1,5% dos custos do contrato que excedam o
equivalente à USD 10.000.000,00 (dez milhões de Dólares dos Estados Unidos da América),
sendo que estes custos do contrato incluem todos os Custos de Pesquisa, Despesas de
investimento em Desenvolvimento e Produção, Custos Operacionais e Custos de Serviço.
6. Custo para a constituição do Fundo para o encerramento e Desmobilização, desembolsado no
exercício.
Comentário: é importante reservar dinheiro e não apenas reivindicar uma dedução. O fundo
deve ser protegido por lei contra qualquer desvio. Mais tarde, quando os fundos são retirados,
o contribuinte seria tributado, mas também requer uma dedução para as despesas de
encerramento. O Azerbaijão é um exemplo.
Artigo 22
(Custos não dedutíveis)
Para além do disposto no CIRPC, não são dedutíveis:
a) As despesas resultantes da violação dolosa das obrigações legais e regulamentares por parte
do sujeito passivo ou de quem actue por conta deste, quanto à gestão das actividades de
reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo; [tem que violar um
direito penal? “Culposa” não é clara para mim];
b) Os custos incorridos em contratos de cobertura de riscos, ou perdas derivadas desses
contratos, a não ser que a administração tributária reconheça tais custos ou perdas para
efeitos fiscais antecipadamente;
Comentário: Proventos de seguros são tributáveis (acima). É a intenção de negar as deduções
relativas a seguros? Se assim for, é unilateral e não razoável. A intenção é negar deduções de
gestão de risco no que diz respeito aos negócios de petróleo?
27
c) As despesas de formação profissional do pessoal expatriado e dos programas de formação
que não respeitem os termos exigidos na legislação aplicável;
d) As contrapartidas oferecidas ao Estado pela atribuição de concessões petrolíferas;
Porquê? São indesejáveis?
e) Despesas de comercialização ou transporte de petróleo para além do ponto de entrega;
f) Despesas com o perito independente que vier a ser consultado para efeitos de determinação
do preço do petróleo;
Comentário: Esta é uma questão menor, mas eu não entendo porque razão esta despesa
normal de negócios não possa ser dedutível.
g) Custos e prejuízos decorrentes da depreciação dos materiais não utilizados nas actividades de
reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo;
Comentário: isto é vago. O que dizer do mobiliário num escritório em Moçambique? Talvez
fosse melhor dizer “directamente” antes de “usado”.
h) Imposto sobre a produção do petróleo;
Porquê? Reduz claramente os rendimentos económicos dos contribuintes. Se a sua abordagem
é a do royalty, a empresa normalmente iria tratar o royalty como uma quota de produção
atribuída ao governo. A empresa seria tributada sobre o saldo da receita bruta da produção, e
iria deduzir as suas despesas em relação ao restante petróleo e gás.
i) As comissões pagas aos intermediários;
Isto pode ser uma boa medida anticorrupção, desencorajando os gastos ilegítimos, mas se as
comissões forem adequadas enquanto despesas de negócio na geração de rendimento, então
reduzem o rendimento económico e deveriam ser retiradas da base tributária. Se as comissões
estiverem relacionadas com a compra ou venda de activos de longo prazo, elas seriam
tratadas, na maioria dos sistemas, como uma parte do custo dos activos, ou como uma
redução dos rendimentos resultantes da venda.
j) Juros pagos aos sócios ainda que sejam em virtude de suprimentos;
Comentário: é compreensível, mas eu daria ao contribuinte a oportunidade de provar que não
havia outra fonte de empréstimos.
k) As despesas incorridas em processos de arbitragem, salvo quando realizadas para defesa das
actividades de reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo;
Comentário: é dura, a não ser que haja alguma razão política que não conheço
l) Indemnizações pagas a título de cláusula penal;
m) Os custos que advenham dos danos causados por negligência ou dolo do contribuinte ou de
quem actue por conta deste.
Comentário: Nos EUA, a dedução das perdas causadas pelo contribuinte não está disponível
28
nos casos de negligência ou imprudência graves, mas é permitida no caso de negligência, com
base na teoria de que os seres humanos sempre cometem erros. Um pequeno acto negligente
pode resultar numa perda catastrófica para a empresa. O consultor propõe que isto seja
reconsiderado.
Artigo 23
Reintegrações e amortizações
1. Sem prejuízo do disposto neste artigo, o Concessionário deve reintegrar e amortizar todos os
elementos depreciáveis dos activos corpóreo e incorpóreo, nos termos do Código do IRPC.
2. As despesas de Pesquisa, Desenvolvimento e Produção efectuadas ao abrigo de um Contrato de
Concessão são tratadas como elementos depreciáveis do activo incorpóreo.
3. As despesas de Desenvolvimento e Operação efectuadas ao abrigo de um Contrato de
Concessão são tratadas como elementos depreciáveis dos activos corpóreos.
Comentário: Este é um grande problema e há muitas abordagens para lidar com isto. O
Diploma 20817 (através de subsecção III do Código do Imposto Industrial) parece ser a
última autoridade. Eu não estou a ver exactamente em que medida dá uma resposta. Só tenho
a versão Portuguesa.
Artigo 24
(Taxas de reintegrações e amortizações)
As taxas de reintegrações e amortizações dos activos dos empreendimentos mineiros são as
previstas em diploma legal que aprova o regime de reintegrações e amortizações.
Artigo 25
Registo e Avaliação de Activos
1. A Concessionária deve manter registos detalhados dos bens em uso nas operações petrolíferas,
de acordo com a lei aplicável e as Boas Práticas da Indústria de Petróleo.
Comentário: não há “boas práticas”. O consultor sugere acrescentar. Os resultados
operacionais anuais da Concessionária devem ser auditados por uma firma de contabilidade
internacional, cujos resultados serão apresentados às autoridades fiscais, tornados públicos, e
colocados à disposição do público no sítio web do Governo de Moçambique.
2. A Concessionária deve efectuar inventários dos bens afectos às operações petrolíferas, nos
termos da lei.
29
3. O Governo deve ser notificado por escrito aquando da realização de inventários, com pelo
menos 30 (trinta) dias de antecedência, tendo o direito de se fazer representar durante a
realização dos inventários.
O consultor não entende os pontos 2 e 3. Acho que é um problema de tradução.
Artigo 26
(Transmissão de direito ou participação no contrato)
Caso uma concessionária transmita um direito ou uma participação num Contrato de Concessão, a
concessionária que recebe o direito ou participação continua a reintegrar e amortizar quaisquer
activos intangíveis e tangíveis na fase de pesquisa e de desenvolvimento, segundo os termos
adoptados pelo concessionário originário.
Artigo 27
Provisão para depreciação de existências
1. A provisão que se destinar a cobrir as perdas de valor que sofrerem as existências, dentro do
limite das perdas efectivamente observadas, corresponde à diferença entre o custo de aquisição
ou de produção das existências constantes do balanço no fim do exercício e o respectivo preço
de mercado referido à mesma data, quando este for inferior àquele.
Comentário: a palavra “acções” não é clara, mas pode significar activos tangíveis, com uma
vida útil de mais de um ano. O inventário é normalmente avaliado pelo menor nível de custo
ou de mercado no final do ano. Talvez o significado pretendido aqui seja inventário.
2. Para efeitos do disposto no número anterior, entende-se por preço de mercado o custo de
reposição ou o preço de venda, consoante se trate de bens adquiridos para a produção ou
destinados a venda.
Os custos de substituição levam a desentendimentos. Eu recomendo valor contabilístico, ou
seja, o custo menos a depreciação, para bens que não são inventário.
3. A provisão a que se refere o número 1, só pode ser utilizada no exercício em que o prejuízo se
torne efectivo.
Artigo 28
(Subcapitalização)
1. Ocorre subcapitalização quando o montante total de endividamento de um Concessionário, para
com entidade residente ou não residente em território moçambicano, exceder o rácio 2 de dívida
para 1 de capital aplicada à exigência de financiamento líquido, definida no número 5 deste
artigo, e independentemente da existência de relações especiais com essa entidade não residente.
30
Comentário: você deve decidir se, na avaliação dos activos, quer usar os livros contabilísticos
(custos históricos do balanço menos depreciação) ou valor. Eu recomendo valor, porque é
mais relevante para saber se o empréstimo é excessivo;
2. A subcapitalização a que se refere o número 1 deste artigo, diz respeito a qualquer data do
período de tributação.
Comentário: a pena aplica-se somente no dia ou para sempre? Em todos os anos futuros?
Pode ser corrigida?
3. Em caso de subcapitalização, tal como definida nos números 1 e 2 deste artigo, os juros e outros
encargos financeiros relativos à parte considerada em excesso, não são dedutíveis para efeitos
de determinação do lucro tributável.
4. O apuramento do endividamento atribuível a um Concessionário, para com entidade residente
ou não residente com a qual tenha relações especiais, é feito segundo o princípio das entidades
independentes.
5. A necessidade de financiamento líquido deve resultar da ocorrência de um fluxo de caixa
líquido cumulativo negativo do empreendimento, em qualquer período de desenvolvimento das
operações petrolíferas, depois de tomar em conta quaisquer rendimentos.
Comentário: A finalidade e o impacto não são claros para mim.
6. Não é admitida a dedução dos juros relacionada com um aumento da dívida, quando existe a
previsão de que os fluxos de caixa operativos são suficientes para fazer face aos custos no
quadro do Plano de Lavra sem conduzir a fluxo de caixa negativos.
7. O plano de financiamento, os termos da dívida e os princípios para assegurar o pronto
reembolso da dívida devem ser aprovados como parte do Plano de Desenvolvimento.
8. Os juros e outros encargos financeiros a que se refere o número 1 são relativos à todas as formas
de crédito, independentemente da modalidade de remuneração, incluindo a componente
financeira de locações financeiras.
9. O cálculo do capital próprio tem em conta o capital social subscrito.
Artigo 29
(Dedução de prejuízos fiscais)
Os prejuízos fiscais apurados em determinado exercício, são deduzidos aos lucros tributáveis de
cada Concessão, havendo-os, de um ou mais dos cinco exercícios posteriores.
Comentário: Eu recomendo sem limite de tempo. Prazos curtos como este só resultam em
distorções, como a renda de aceleração, e as perdas refrescantes por diferentes meios. A perda
económica é real, não há razão para não respeitá-la, especialmente onde há delimitação. A
negação da perda integral não segue regras da indústria.
31
Artigo 30
(Taxa de imposto)
A taxa do imposto sobre o rendimento é de 32%.
Artigo 31
(Retenção na fonte)
1. O sujeito passivo beneficiário de serviços prestados por um não residente, que pague ou coloque
à disposição desse não residente, montantes respeitantes à remuneração de serviços prestados,
independentemente do lugar onde se realizem, desde que o beneficiário seja um residente em
Moçambique ou imputáveis a um estabelecimento estável situado no território nacional, deve
reter o imposto na fonte à taxa liberatória de 20%.
2. A obrigação de efectuar a retenção na fonte do IRPC ocorre na data do pagamento dos
rendimentos, do seu vencimento, ainda que presumido [O que significa isto? Está isto
relacionado com a questão original do desconto de instrumentos de divida], da colocação à
disposição, da sua liquidação ou do apuramento do respectivo quantitativo, consoante os casos,
devendo as importâncias retidas ser entregues à administração tributária nos termos e prazos
estabelecidos no Código do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Singulares.
Artigo 32
(Tributação das Mais-valias)
1. Os ganhos obtidos em território moçambicano, resultantes da alienação onerosa directa ou
indirecta de direitos petrolíferos em território moçambicano, são tributáveis como mais-valias.
2. As mais-valias são dadas pela diferença entre o valor de realização líquido dos encargos que lhe
sejam inerentes e o valor de aquisição.
Este é provavelmente um problema de tradução. A afirmação habitual em Inglês é “valor
realizado menos a base ajustada do imóvel alienado.”
3. Os ganhos a que se refere o n.º 1 do presente artigo, incluindo os provenientes da alienação de
acções em sociedades detentoras de direitos sobre o empreendimento petrolífero são, para todos
os efeitos fiscais, ganhos relativos a bens imobiliários.
Comentário: o propósito é assegurar que os ganhos serão tributados a Moçambique?
Presumo que sim.
4. Consideram-se obtidos em território moçambicano, os ganhos resultantes da transmissão
onerosa, directa ou indirecta, entre entidades não residentes, de partes representativas do capital
social de entidades titulares de um Contrato de Concessão, ou de outros valores mobiliários
32
emitidos por tais entidades, respeitantes a esse Contrato de Concessão, envolvendo activos de
empreendimentos petrolíferos situados em território moçambicano, independentemente do local
onde a alienação ocorra.
Comentário: isto parece ser redundante, mas não é um problema.
Comentário: O consultor percebe que o imposto sobre as mais-valias das empresas
estrangeiras é de 32%, o mesmo que a taxa tributária máxima sobre as sociedades, então
interrogo-me se isto é significativo, a menos que haja uma taxa mais favorável para empresas
nacionais (incluindo as filiais de empresas estrangeiras).
Artigo 33
(Liquidação e pagamento)
1. A matéria colectável relativamente às operações petrolíferas durante um ano fiscal é calculada
através da aplicação da taxa estabelecida no artigo 30 ao rendimento tributável apurado, nos
termos do CIRPC e dos artigos 15 à 29, da presente Lei.
2. O montante do Imposto devido nas transmissões de direitos petrolíferos resulta da aplicação, no
momento da realização do ganho, da taxa prevista no artigo 30 ao valor apurado nos termos do
n°2 do artigo 32.
3. O IRPC na transmissão de direitos sobre empreendimentos petrolíferos é liquidado pelo
contribuinte no ano fiscal em que a obrigação tributária se constitui, e o pagamento é feito na
administração tributária, em termos a definir em regulamento.
4. Nos casos em que a entidade não residente e sem estabelecimento estável em Moçambique
realiza o ganho, a responsabilidade pelo pagamento deste imposto é solidariamente imputada a
entidade adquirente do direito petrolífero, ocorrendo tal nos casos em que não se consiga obter o
pagamento directamente da entidade que realiza o ganho.
Comentário: e se os regulamentos forem emitidos com atraso?
CAPITULO IV
ENCARGOS PARA-FISCAIS
Artigo 34
Recuperação de Custos e Direito à Produção
1. A Concessionária deve suportar e pagar todos os custos em que incorra na execução das
operações petrolíferas, podendo recuperar esses custos, pela remuneração através da titularidade
33
sobre certa quantidade de Petróleo produzido e na medida do permitido pelo disposto neste
Regime.
1. Da quantidade total de Petróleo Produzido, a Concessionária pode retirar uma parte da mesma
necessária para satisfazer a sua obrigação de pagamento do IPP e o remanescente após a referida
parcela ter sido retirada é doravante designado por ―Petróleo Disponível‖. [O consultor é da
opinião que isto é redundante, já foi indicado nas definições.]
2. Todos os custos incorridos pela Concessionária relativamente às operações petrolíferas são
recuperados a partir do Petróleo Disponível no Ponto de Entrega, a ser definido pelo Governo
nos regulamentos a serem emitidos, e tais regulamentos específicos a serem promulgados
no prazo de um ano a partir da data da promulgação desta lei.
Comentário: Regulamentos são necessários no interesse da transparência imediata. Além
disso, o termo é definido na parte das definições no Contrato de Concessão. Porquê é diferente
aqui? É necessário?
2. Em cada ano civil, a totalidade dos Custos Recuperáveis incorridos pela Concessionária
relativamente às operações petrolíferas na Área do Contrato, limitar-se-á a 60% (sessenta por
cento) do Petróleo Disponível.
Comentário: Os 60% são arbitrários e pode ser injusto no caso de o contribuinte enfrentar
uma recessão grave ou uma catástrofe. Além disso, aumenta a complexidade e pode levar a
práticas de extracção de desperdícios, aumentando a produção para cumprir o teste de 60%.
Eu recomendo a sua eliminação.
Artigo 35
Partilha de produção
1. As disposições relativas à recuperação de custos e ao direito a lucro constantes deste artigo são
aplicáveis ao Petróleo de modo a que o Governo e a Concessionária tenham direito, em quotas
participativas indivisas, ao Petróleo disponível para venda pela Concessionária em qualquer
período determinado [“Um período de apuração significa cada período de tempo durante o
qual os cálculos são feitos”].
2. Salvo se o Governo determinar de outro modo no Acordo de Concessão, a venda desse
Petróleo deve ser efectuada numa base conjunta pela Concessionária e esta detêm esses direitos
em proporções indivisas iguais às proporções de Petróleo Disponível a que cada Parte tinha
direito durante esse período, tais determinações do Governo não devem afectar os volumes de
Petróleo sujeitos a contrato.
3. Em conformidade, as receitas da venda de Petróleo, efectuada de forma conjunta [“numa base
conjunta”, a fim de esclarecer que os sub-artigos 2 e 3 estão ligados] em qualquer período
34
determinado, são divididas entre o Governo e a Concessionária nas proporções do seu direito
indiviso ao Petróleo vendido.
4. O Petróleo-Lucro deve ser partilhado entre o Governo e a Concessionária de acordo com uma
escala variável em função do valor do Factor R, em que:
a) Factor R =
(Entradas em Caixa Acumuladas) n
(Despesas de Investimento Acumuladas) n
b) Entradas em Caixa Acumuladas n=
Entradas em Caixa Acumuladas (n-1)
+ Quota-parte de Petróleo-Lucro da Concessionária n
+ Petróleo de Custo da Concessionária n
- Custos Operacionais n
- Imposto Sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas Liquidado n
c) Despesas de Investimento Acumuladas n =
Comentário: em Inglês “despesa” implica uma despesa corrente; em Inglês eu diria
“encargos”, implicando todos os tipos de desembolsos. Suponho que este é o significado
pretendido aqui. “Custos Operacionais” têm o mesmo significado aqui como no início desta
lei? Se assim for, diga.
Despesas de Investimento Acumuladas (n-1)
+ Custos de Pesquisa n
+ Despesas de Investimento em Desenvolvimento e Produção n
Comentário: apague “o investimento em” porque implica apenas pagamentos de valores a
longo prazo. O termo fica inaceitavelmente vago. Inclui custos gerais? Quantos? Custos de
negociação, taxas legais, outros honorários profissionais, viagens de negócios relacionadas?
Eu acho que aqui precisamos de ter mais pormenores e esclarecimentos
Onde:
n é o ano actual; e (n-1) é o ano anterior;
Petróleo de Custo da Concessionária é o montante de Custos Recuperáveis
efectivamente recuperado;
Comentário: não está claro o que isto significa. Exemplo: custos legítimos são 90, mas as
despesas reembolsáveis são 54 por causa do limite de 60%. Presumo que o significado
pretendido é de 54.
Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas liquidado é a obrigação de imposto
sobre o rendimento da Concessionária calculada nos termos da legislação fiscal
aplicável e [“incluindo", porque a legislação fiscal aplicável inclui esse artigo] do
artigo 18.
35
Não está claro se o imposto sobre o rendimento das pessoas colectivas incide sobre a “quota”
da Concessionária. O consultor presume que sim. Isto é muito importante.
5. Para efeitos de cálculo do Factor R, o primeiro ano (n=1) deve ser o ano em que ocorrer a Data
Efectiva e quaisquer Despesas de Investimento incorridas antes da Data Efectiva não são
consideradas, para efeitos de cálculo do Factor R, como tendo sido incorridas durante o ano da
Data Efectiva.
Comentário: Por que não permitir os custos incorridos antes da Data Efectiva, se elas são
legítimas e claras? Você está a voltar sete anos atrás, sob o Projecto de Lei de Mineira.
6. O Factor R deve ser calculado no último dia de cada ano civil e o rácio aplicável determina a
partilha do Petróleo-Lucro durante todo o ano civil seguinte.
Comentário: deve ficar claro que, se a mudança de rácio acontecer ao longo do ano, então os
índices devem ser alterados a partir da data da mudança e serem aplicados a numa base
diária para cada período.
A escala para o Petróleo-Lucro é a seguinte:
Quota-parte do
Quota-parte da
Governo
Concessionária
Inferior a 1
10 %
90 %
Igual ou superior a 1 e inferior a 1.5
20%
80%
Igual ou superior a 1.5 e inferior a 2
30 %
70 %
Igual ou superior a 2 e inferior a 2.5
50 %
50 %
Igual ou superior a 2.5
60 %
40 %
Factor R
7. Para efeitos de cálculo do Factor R, o Petróleo Disponível e o Petróleo de Custo devem ser
calculados tendo em conta toda a Área do Contrato.
Comentário geral: Esta disposição provavelmente será controversa. O conceito do aumento da
taxa fiscal depois de um projecto se tornar rentável é compreensível, mas esta formulação não
mede com precisão os retornos de numerário em dinheiro, nem é clara. Também pode
resultar na tributação superior a 100%, que se apresenta abaixo. Tenho várias
recomendações (abaixo).
Artigo 36
Bónus de Produção
1. A Concessionária deve pagar os seguintes bónus de produção ao Governo, os quais não são
considerados Custos Recuperáveis para efeitos do artigo 35 deste Regime:
36
Fases da Produção Comercial.
Bónus de Produção a ser pago, em
dólares americanos
No Início da Produção Comercial Inicial
5.000.000,00
Quando a produção da Área de Contrato atingir,
pela primeira vez, no período de um mês, uma
10.000.000,00
média diária de 25.000 BOE
Cada vez que a produção da Área de Contrato
atingir, pela primeira vez, no período de um mês,
20.000.000,00
uma tranche adicional média de 25.000 BOE por
dia
2. Para efeitos deste artigo:
a) ―Início da Produção Comercial Inicial‖ significa a data em que a Produção Comercial a
partir da Área do Contrato tenha sido mantida por um período de 30 (trinta) dias
consecutivos; e
b) ―BOE‖ significa o número equivalente de Barris de Petróleo Bruto resultantes da conversão
em Petróleo Bruto de Gás Natural na base de 1 (um) Barril de Petróleo Bruto para cada
6.000 (seis mil) pés cúbicos de Gás Natural. [Isto deve estar nas definições. É útil para a
determinação do valor do gás em outras partes da presente lei.]
Comentário: Esta disposição não representa um encargo excessivo para a Concessionária,
porque 25000 Bb / dia é de $ 2,5 milhões / dia a $ 100 por barril, portanto representa cerca de
8 dias de produção a esse preço, ou cerca de 2% da receita bruta antes de impostos. Os
pagamentos de bónus não são de montante suficientemente grande para incentivar as
Concessionárias a estrangular a produção.
CAPITULO V
Regime de Incentivos Fiscais aplicável a Actividade Petrolífera
Artigo 37
(Âmbito de aplicação)
As disposições do presente capítulo aplicam-se aos investimentos realizados no âmbito da Lei de
37
Petróleos por pessoas moçambicanas e pessoas jurídicas estrangeiras registadas em Moçambique,
desde que devidamente registadas para efeitos fiscais.
Artigo 38
(Benefícios Fiscais)
1. Consideram-se benefícios fiscais, para efeitos da presente Lei, as medidas fiscais nela previstas
que impliquem uma redução do montante a pagar dos impostos em vigor, com o fim de
incentivar a realização de operações petrolíferas em prol do desenvolvimento económico e
social do país.
2. Os benefícios fiscais são considerados despesas fiscais e, para a sua determinação e controlo, é
exigida declaração apropriada dos benefícios usufruídos em cada exercício fiscal e deverá ser
publicada e disponibilizada ao público no sítio web do governo moçambicano.
Artigo 39
(Direito aos benefícios fiscais)
1. Os empreendimentos levados a cabo no âmbito da legislação a que se refere o artigo 38 gozam
dos benefícios fiscais definidos na presente Lei, desde que obedeçam às condições nela
estabelecidas.
2. O gozo efectivo dos benefícios fiscais não pode ser revogado, nem podem ser diminuídos os
direitos adquiridos, salvo casos previstos na presente Lei, e se houver inobservância das
obrigações estabelecidas para o beneficiário ou se o beneficio tiver sido indevidamente
concedido.
Comentário: “indevidamente concedido” presumivelmente significa erroneamente concedido
Artigo 40
(Transmissão dos benefícios fiscais)
Os benefícios fiscais são, nos termos da legislação a que se refere o artigo 37, transmissíveis
durante a sua vigência, mediante autorização do Ministro que superintende a área de finanças, desde
que se mantenham inalteráveis e no transmissário se verifiquem os pressupostos para o gozo dos
benefícios.
Comentário: É difícil de acompanhar em Inglês.
38
Artigo 41
(Investimentos ao abrigo da Lei de Petróleos)
1. Os empreendimentos levados a cabo ao abrigo da Lei de Petróleos beneficiam, durante cinco
exercícios fiscais a contar da data efectiva do Contrato de Concessão, de isenção de direitos
aduaneiros devidos na importação de equipamentos destinados a serem utilizados em
actividades de prospecção e pesquisa de petróleo classificados na classe ―K‖ da Pauta
Aduaneira, constante do Anexo II;
2. A importação referida no número anterior beneficia ainda de isenção do Imposto sobre o Valor
Acrescentado.
3. Os incentivos referidos nos nºs 1 e 2 do presente artigo só são concedidos quando os bens a
importar não sejam produzidos no território nacional, ou sendo produzidos não satisfaçam as
características específicas de finalidade e funcionalidade exigidas ou inerentes à natureza da
actividade a desenvolver.
Comentário: esta restrição a “conteúdo local” pode ser problemática face às regras da OMC.
Esta disposição só oferece um benefício pouco importante.
Artigo 42
(Requisitos para obtenção dos benefícios fiscais)
São requisitos para a obtenção de benefícios fiscais:
a) Ter sido autorizado por entidade competente, para a realização de operações petrolíferas, no
âmbito da Lei de Petróleos;
b) Ter efectuado o registo fiscal através da obtenção do respectivo Número Único de
Identificação Tributaria – NUIT;
c) Dispor de contabilidade organizada, de acordo com o Sistema de Contabilidade para o
Sector Empresarial;
d) Não ter cometido infracções significativas em Moçambique de natureza tributária, nos
termos da legislação aplicável. As palavras sublinhadas são confusas, pelo menos em
Inglês. Comentário: o termo Sistema de Contabilidade para o Sector de Negócios deve
estar nas definições.
Artigo 43
(Extinção e suspensão dos benefícios fiscais)
1. Os benefícios fiscais cessam decorridos o prazo por que foram concedidos ou quando tenha sido
aplicada uma sanção extintiva.
2. A extinção ou suspensão dos benefícios fiscais implica a aplicação automática da tributação
39
geral consagrada por lei.
3. No caso da aplicação de uma sanção suspensiva, a mesma mantêm-se até a completa reposição
da situação a que tiver dado causa, incluindo o pagamento, no prazo de 30 dias, contados a
partir da data da notificação pelos serviços tributários competentes, das receitas não
arrecadadas.
4. No caso de cessação da situação de facto ou de direito em que se baseia o benefício fiscal ou de
suspensão dos benefícios fiscais, o titular do direito aos benefícios fiscais é obrigado a declarar
tal ocorrência, no prazo de 30 dias.
Comentário: Pode ser útil dizer que as regras processuais sobre provas, recursos e
penalidades incorporadas nalgum local específico da Lei Geral Tributária aplicam-se aqui
para esclarecer exactamente quem tem autoridade e como ela deve ser aplicada.
Artigo 44
(Procedimentos e regras para a obtenção, suspensão e extinção dos benefícios fiscais)
Os procedimentos para a obtenção dos benefícios fiscais referidos na presente Lei, bem como a
definição das regras para a sua suspensão ou extinção, nos casos de infracções de natureza fiscal e
qualquer inobservância das condições estabelecidas no momento da concessão e reconhecimento,
são objecto de regulamentação.
Comentário: toda a lei deve estar sujeita a regras interpretativas e processuais.
Artigo 45
(Alienação de bens com incentivos fiscais)
Quando o benefício fiscal respeite à aquisição de bens destinados à directa realização dos fins dos
adquirentes, fica sem efeito se aqueles forem alienados ou lhes for dado outro destino sem
autorização da entidade competente, sem prejuízo das restantes sanções.
Comentário: Isso significa simplesmente que o IVA se aplica à revenda? O benefício fiscal
deve ser recuperado se a propriedade for imediatamente alienada.
CAPITULO V
Disposições transitórias e finais
Artigo 46
(Regime transitório)
São mantidos nos termos em que foram concedidos os incentivos fiscais para a área de petróleo,
40
cujo direito tenha sido adquirido antes da entrada em vigor da presente lei.
Comentário: esta é uma estabilidade benigna na legislação fiscal, mas eu não sei que
incentivos foram concedidos. Os referidos acima são relativamente menores.
Artigo 47
(Fiscalização)
1. Todas as pessoas titulares do direito ao gozo dos benefícios fiscais a que se refere a presente
Lei, ficam sujeitas à fiscalização da administração tributária para o controlo da verificação dos
pressupostos dos benefícios fiscais respectivos e do cumprimento das obrigações estabelecidas.
2. O cumprimento das obrigações previstas na presente Lei é fiscalizado pela administração
tributária, devendo os sujeitos passivos dos impostos nela previstos e outros obrigados
tributários, dentro dos limites da razoabilidade, prestar colaboração que lhes for solicitada pelos
serviços competentes, tendo em vista o exercício, por estes, dos respectivos poderes.
Artigo 48 [Novo]
Aplicação de Receitas
As receitas pagas nos termos desta lei serão tratadas da seguinte forma:
1. O contribuinte deve identificar o carácter de cada pagamento, de acordo com a Área de
Contrato e a obrigação de pagar o imposto devido.
2. O governo deve registar a quantidade anual acumulada de tais pagamentos e depositar
os fundos em subcontas das contas de receitas por contribuinte, Área de Contrato,
quantidade e tipo de imposto, desde que, em todos os casos, as descrições estejam de
acordo com a Iniciativa de Transparência das Indústrias Extractivas.
3. Colectivamente, as contas devem constituir o Fundo Nacional do Petróleo.
4. O governo deve permitir que empresas de contabilidade seleccionadas pelos
contribuintes nos termos desta lei, avaliem os valores pagos em cada conta respeitante a
cada contribuinte que pagou impostos nos termos desta lei. O governo deve cooperar
com a empresa de contabilidade.
5. Cada contribuinte deve informar o governo sobre todos os pagamentos acumulados a
qualquer beneficiário superior a USD 600 ao longo do ano, e este relatório deve incluir o
nome, o número de identificação (se houver) e o endereço de cada beneficiário, nacional
ou estrangeiro.
6. Os desembolsos de todas e quaisquer subcontas serão prontamente descritos de forma
específica (pelo menos o beneficiário, a data, a forma de pagamento e o valor pago) nos
livros da respeitante subconta.
41
7. As informações supramencionadas devem ser publicadas no sítio web do governo e
devem estar em conformidade com normas não menos rigorosas do que as exigidas pela
Iniciativa de Transparência das Indústrias Extractivas.
8. O sítio web do governo deve ser de fácil acesso e estar permanente disponível para quem
quiser consultar esta informação
Comentário: se este conceito básico for aceitável, então esta secção pode ser ampliada.
Artigo 49
(Transgressões)
As transgressões ao disposto [desta lei ou dos regulamentos promulgados em conformidade
com ela] no presente Regulamento constituem infracções tributárias puníveis nos termos da Lei que
estabelece os princípios e normas gerais do ordenamento jurídico tributário moçambicano
aplicáveis a todos os tributos nacionais e autárquicos, do Regime geral das Infracções Tributárias e
demais legislação aplicável.
Comentário: Deveria haver pesadas multas para a fraude e recomendo um sistema de
recompensa para os “denunciantes”. O anonimato deve ser protegido.
V. ANÁLISE DO ENCARGO/PESO TRIBUTÁRIO
a) Créditos fiscais estrangeiros como uma consideração
As empresas estrangeiras muitas vezes podem reivindicar um crédito fiscal nos seus países de
origem para os impostos sobre rendimentos tributados sobre as suas operações comerciais no
exterior. Isto levou muitos países exportadores de petróleo a assegurar que os seus sistemas de
imposto de rendimentos podem produzir um crédito no exterior. Os EUA têm uma longa
experiência nesta matéria, que induz as companhias de petróleo dos EUA a incentivar os decisores
políticos estrangeiros a garantir que o seu imposto ―se encaixa‖ nos requisitos para ter um crédito
fiscal nos EUA. (Trata-se do crédito na secção 901 do Código de Receitas Internas dos EUA).
A minha pesquisa mostra que isto aplica-se à Alemanha, França e Inglaterra, por exemplo. No
entanto, esses países operam com base num sistema territorial, de modo que os países de origem em
vários casos não tributam lucros no exterior e, portanto, o crédito não serve para nada. Assim, são
as empresas norte-americanas que geralmente têm o maior interesse em garantir que a lei de
imposto estrangeiro se adapta às regras norte-americanas. Sem entrar em detalhes, o imposto sobre
a renda das sociedades de Moçambique encaixa-se, a uma taxa de 32%, que geralmente é
compatível com a utilização integral do imposto moçambicano como uma compensação para o
imposto sobre rendimentos das sociedades dos EUA.
Nos Estados Unidos, pelo menos os impostos retidos na fonte são geralmente creditáveis, mas
a soma dos impostos sobre rendimentos e os impostos retidos na fonte só são actualmente
42
creditáveis na medida em que não excedam a taxa de imposto sobre a renda das sociedades
americanas (35%). Eu desconheço quais os limites noutros países.
b) Encargo administrativo e fiscal da tributação
Na minha opinião, o projecto de lei é racional no que diz respeito aos campos ricos em
petróleo, que implicam uma produção de baixo custo. No caso de campos mais antigos ou mais
pobres, com custos mais elevados, os resultados são perversos e irão desencorajar a extracção total
a partir de campos ricos, bem como o abandono precoce de equipamentos, o que se traduz em
práticas ineficientes. Ressalva: sem saber a taxa de amortização para as despesas de exploração e
desenvolvimento, é impossível ser mais exacto.
c) Padrões externos
O mistério não resolvido é saber qual o nível da taxa de retorno, após impostos, que a
Concessionária irá tolerar e mantendo a atractividade. Não há uma resposta externa conhecida,
porque as companhias petrolíferas exigem diferentes taxas mínimas, atribuem valores diferentes a
factores usados para ter em consideração questões como o país de risco, e podem até, de vez em
quando, aceitar um retorno exageradamente baixo, na esperança de posteriormente receberem
ofertas mais atraentes. Na minha opinião, o melhor exemplo é o da Noruega porque não tem
qualquer país de risco, possui uma excelente administração e um alto nível de transparência. É o
país que transforma com mais sucesso as empresas de petróleo e gás em unidades de engenharia,
oferecendo poucas oportunidades para um grandes e repentinos retornos.
Para dar apenas alguns exemplos, a extracção da Noruega a partir das empresas de petróleo e
gás está sujeita a uma taxa de imposto de 78% sobre o rendimento tributável, com certos ajustes
bastante simples. A Noruega teve muito tempo e fundos ilimitados para criar o que considera ser o
modelo de receita mais razoável. Alguns podem argumentar que é demasiado simples, talvez
porque não têm um imposto sobre os lucros inesperados que resultam de aumentos súbitos dos
preços mundiais do petróleo. Outros podem dizer que se conseguirem 78% porquê não 79%? etc. A
taxa marginal do Governo de Qatar varia de 30% a 80% e alguns contratos no Azerbaijão têm uma
taxa de imposto marginal até aos 90%, uma vez que se acciona a parcela máxima de Profit Oil,
então 78% não é necessariamente um limite. È de notar que o Catar tributa apenas o lucro do
petróleo e opera com base num modelo muito simples, que consiste num imposto de rendimento
(normalmente 25%), mas as taxas nunca excedem os 100%. Pondo de lado todas essas
considerações, eu acho irrealista pensar que Moçambique deve planear fazer melhor do que a
Noruega, em termos de obter uma parte da produção de empresas operadoras de petróleo e gás.
Além disso, e mais importante, o gráfico a seguir mostra, numa base de país para país, a parte
total deduzida das actividades de petróleo e gás pelos governos num grande número de países. A
fonte é um estudo recente da OCDE sobre o sistema fiscal na Indonésia. Aliás, o OED
supostamente oferece apoio aos governos para lidarem com as questões de preços de transferência.
Eu acho que Moçambique podia optar por uma taxa combinada de cerca de 80%, após o início da
partilha de produção.
43
Começa por volta de 40%, e aumenta a mais de 90%.
O autor pensa que o gráfico sugere que uma dedução total, por volta de 80%, para o gás é
razoável.
Outra tabela útil (Anexo A) compara as reservas remanescentes no eixo vertical (mais elevado
é mais) e a dedução governamental média, aumentando da esquerda para a direita.3 A implicação é
que quanto maiores forem as reservas maior será a extracção pela taxa máxima do país.4 Mostra
que a Venezuela é o mais caro, mas este país deve ser descartado, porque a produção foi obtida por
expropriação e tem refinarias cativas que são excessivamente dependentes do petróleo pesado.
Como você irá constatar a partir da revisão do gráfico acima e do Apêndice C há razão para
acreditar que uma dedução total de cerca de 80% seria uma proposta razoável, especialmente se a
empresa estrangeira tem recuperado o investimento com um retorno razoável sobre o que investiu.
O autor não conhece as perspectivas geológicas de Moçambique e, portanto, não pode fazer
comentários sobre o gráfico, mas com certeza isola a produção potencial como factor crucial.
d) Taxas tributárias implícitas no projecto da lei
O objectivo desta breve secção é mostrar como um produtor de elevado custo e um produtor
de baixo custo seriam tratados no sistema fiscal triplo avançado no projecto de lei.
O consultor não tem detalhes suficientes para ter a certeza como várias assuntos, tais como a
amortização e a depreciação, iriam exactamente influenciar os resultados, portanto decidi ignorá-los
aqui a fim de gerar uma declaração simples do sistema fiscal proposto no projecto de lei.
3 A fonte é um relatório da CERA de 2011, Comparative Assessment of the Federal Oil and Gás Fiscal System.
Available at http://www.keepeek.com/Digital-Asset-Management/oecd/economics/oecd-economic-surveys-indonesia012/average-government-take-in-oil-and-gas-fiscal-regimes_eco_surveys-idn-2012-graph25-en
4 Idem.
44
Uso um ano anterior, em que a empresa tem 100% da receita de produção inicial e um ano
posterior, quando isto se diminui para 40%, como resultado do histórico de rentabilidade. A tabela
mostra unidades de moeda e o produto é gás; os resultados são mais extremos quando o produto é
petróleo. Ignora os pagamentos de bónus de produção. Assume que se tributa a Concessionária (ou
―Companhia‖) apenas sobre a sua quota de produção e trata da partilha de produção como uma
forma de tributação. Assume também uma produção anual constante e uma produção bruta de 200
e, em alternativa, despesas dedutíveis legítimas de 100 e 10. Trata as despesas operacionais
económicas e despesas operacionais legalmente dedutíveis como idênticas. Isto de facto não é
verdade, porque sabemos que algumas deduções da despesa económica não são permitidas.
Nota: todos os valores recebidos pelo governo são tratados como ―impostos‖ porque todos
tiram produção da Concessionária. Os encargos com bónus são ignorados, mas aumentam a carga
fiscal.
CASO I - PRODUTOR COM CUSTOS ELEVADOS
Receitas
económicas
líquidas do
campo
antes do
imposto
IPP
IRPC
Quota da
Produção
da
Empresa
(%)
Primeiros
anos
100
12
32
100
Últimos anos
Comentário
75.20
0
Já tomada
em conta
na
definição
do
Petróleo
Disponível
0
[75.20 após IPP
- 100 deduções
de outro modo
possíveis]x .32
taxa imposto
i.e., .32 x 0
Nota: pode
produzir uma
perda fiscal
para a extracção
futura irá
reduzir a quota
do governo
40
Quantias
restantes
das
receitas do
campo
após
impostos
56
Imposto
pago
como %
da renda
legal
antes do
imposto
44
Imposto
pago como
% da receita
líquida do
campo (100)
(24.80)5
Subtrair
100
despesas
operação de
75.20
dinheiro
antes do
imposto.
Ignorar 12
pois prépago em
determinar
a parte da
empresa
>100%
Imposto
= 4.80
parte IPP
>100%
[4.80 +
112.80]/100
44
Renda
legal = 80
-100
custos
Petróleo Disponível após IPP (200 - 6 IPP) = 194.
Participação Governamental Bruta é 0.6 x 188= 112.80
Participação Bruta da Empresa é 0.4 x 188 = 75.2
5 Continuar neste caminho deveria resultar no declínio da participação governamental nos anos posteriores.
45
CASO II - PRODUTOR DE CUSTOS BAIXOS
Os mesmos pressupostos, com a excepção que a Concessionária pode produzir 200 unidades
de valor de produção para 10 unidades de despesas
Receitas
económica
s líquidas
do campo
antes do
imposto
IPP
IRPC
Quota da
Produção
da
Empresa
(%)
Quantias
restantes da
receitas do
campo após
impostos
Primeiros
anos
20010=190
12
60.80
100
117.206
Últimos anos
Comentário
66.6
76.610=66.6
0
Já tomada
em conta
na
determinaç
ão da parte
da
empresa.
Imposto
real da
empresa é
4.80
22.40
[80 de partilha
de produção IPP
- 10 de
deduções
admissíveis]**
x taxa de
imposto de .32
ou seja .32 x 70
40
45.20
Subtrair
22.40 +10 de
despesas
operação de
77.60 em
dinheiro
antes de
imposto.
Ignorar 4.80
pois já pré
pago‖
Imposto
pago
como %
da renda
legal
antes do
imposto
38.317
Imposto
pago como
% da
receita
líquida do
campo (100)
38.86
Imposto
= 4.80
parte IPP
+ 22.40 =
27.20
75.58
116.4 parte
gov. + 4.80
parte IPP +
22.40
IRPC/190 =
143.60/190
Renda
=.4 x
200] - 10
despesas
Liquido
= 70.00
Resultad
o = 27.2
/70.0 =
35.15
38.81
Isto equivale
a receita de
campo após
os custos do
negócio,
tratando a
parte do
governo
como um
imposto
* Petróleo Disponível após IPP (200 - 6 IPP) = 194.
Participação Governamental Bruta 0.6 x 194=116.4
Participação Bruta da Empresa é 0.4 x 194 = 77.6
Limite de 60% inaplicável
A implicação para a produção. Isto pode facilmente incentivar o abandono precoce e
desperdiçador de poços, por causa do aumento dos impostos.
Além disso, por favor, note que isto não inclui o imposto de 20% retido na fonte sobre
distribuições ou vários outros impostos menores.
O Apêndice B mostra que ao longo do tempo a dedução total do governo cresceu, implicando que o
aumento das taxas no futuro não está em dessintonia com as mudanças mundiais nas deduções
governamentais.8 O Apêndice C é uma lista das despesas que podem ser úteis para decidir, por
exemplo nos regulamentos, quais devem ser deduzidas e quais devem ser tratadas como activos de
longa duração. O Apêndice D mostra as muitas formas diferentes de impostos num grupo
representativo de países. Mostra que múltiplas formas de dedução governamental são normais. O
Apêndice E é uma ampla grelha que apresenta os impostos de muitos países com algum pormenor.
6 Aqui: 190 – 12 – 60.80 = 117.20
7 Aqui: 72.8/190 = 38.31
8 Idem.
46
VI. UM SUMÁRIO DE PROPOSTAS PARA MUDANÇA
a) Antecedentes
Olhando para o projecto de lei a partir tendo uma perspectiva abrangente em termos de
atributos básicos, do ponto de vista da política fiscal o cenário é misto:
Produz receitas admiráveis e é bastante elevado, embora não tenha um imposto sobre os
lucros inesperados, resultantes de um aumento significativo dos preços do petróleo e gás.
Será difícil de administrar, especialmente em relação à valorização sob o IPP, à
determinação do factor R, e ao lidar com as três formas distintas de receita que necessita.
É razoavelmente transparente agora, mas em grande parte porque há muita coisa para
interpretar porque, por enquanto, não o foi.
Não é nada simples. É complexo e incerto.
Não é neutro. Só funciona para as grandes empresas, devido ao elevado pagamento
antecipado de milhões, juntamente com a complexidade e a incerteza de negociar uma
concessão. Pode desencorajar pequenos participantes inovadores. Encoraja o abandono
precoce de poços rentáveis e desencoraja investimentos em poços de alto custo.
b) Propostas
Visto como um todo, o projecto de lei é complicado e, em alguns casos, aniquilador. A
aplicação gradual da partilha de produção é uma maneira sensata para limitar a extracção de
grandes lucros, mas na forma como se aplica pode resultar em taxas de imposto acima de 100%.
Isto é simplesmente inaceitável e tem de ser corrigido.
1.
O IPP
Recomendação: Encorajo fortemente convertê-lo num royalty directo que é tratado
como uma participação governamental retida, isenta de custos, em vez de tratá-lo como um
imposto separado para, em seguida, não permitir deduções do imposto de renda, e baseá-lo
em vendas reais menos o transporte sempre que possível. O royalty é importante porque
assegura alguma receita, mesmo se o operador se tornar inactivo. Faça com que o royalty seja
simples de calcular. Os operadores vão entender o sistema e este será claro e simples. Eu acho que a
proposta do projecto irá gerar controvérsias que não serão úteis para Moçambique.
Eu reconheço que alguns países tratam o operador como recebendo toda a renda e então
deduzem o royalty, mas eu acho que é uma complicação desnecessária.
2.
A componente do imposto sobre a renda de sociedades
Incorpore os programas de amortização e depreciação na lei de modo que estes sejam visíveis
e independentes de alguma mudança da antiga Promulgação na qual actualmente estão
incorporados. A Promulgação é difícil de encontrar.
Recomendação: Mantenha o imposto e a taxa. Está em conformidade com as normas
internacionais.
47
Vendas entre sociedades
Recomendação: considere ignorar as vendas entre as empresas e utilize as vendas finais
para o primeiro consumidor como única medida do rendimento, onde for possível.
Recomendação: esclareça as normas quanto ao peso exacto da prova. Dizer que o
governo pode ajustar os preços é perigoso do ponto de vista do contribuinte. Limite ajustes
aos casos em que o governo não é arbitrário e caprichoso.
Recomendação: se você insistir em manter o IPP como um imposto separado, torne-o
dedutível do imposto sobre as sociedades, porque é um custo real de fazer negócios. Tomado
como um todo, o projecto de lei é complicado e necessita de simplificação.
3.
Pagamentos de bónus após realizar fases importantes
Esta disposição acrescenta alguma receita e não é surpreendente. É uma consideração bastante
menor, excepto, talvez, para as pequenas empresas. Os pagamentos de bónus poderiam desencorajar
o desenvolvimento de campos mais antigos.
Recomendação: elimine esta exigência no caso de projectos não destinados a exigir mais
de USD 20 milhões no total durante a vida útil do projecto.
4.
Partilha de produção
Este regime é ofensivo, pois pode levar a impostos sobre o rendimento irrealisticamente
elevados, e provavelmente conduzirá a más práticas no mundo real, incluindo o abandono
prematuro de campos. A dedução total da receita de cerca de 78% no modelo é maior do que as
taxas a nível mundial e, embora talvez não seja preocupante quando a Concessionária está a operar
um campo de baixo custo e obteve um lucro saudável, está recheado de aspectos que rapidamente
poderiam ser postos em causa por uma pessoa sensata, por exemplo:
Recusa de despesas de mais de 60% do Petróleo Disponível. Isso é injusto, arbitrário e
caprichoso.
Recomendação: elimine esta disposição.
Falta de concessão de todos os custos de Data pré-Efectiva, que pode ser considerável.
Recomendação: inclua os custos directos pagos em Moçambique antes de obter o contrato de
Concessão em desembolsos de caixa, sem custos gerais permitidos.
Recomendação: mantenha todas as considerações normativas (moralistas) fora da análise do
fluxo de caixa.
5.
Soluções para os impostos em excesso de 100% do lucro
A recomendação preferida do autor. Deixe a partilha de produção a favor de taxas de
impostos mais elevadas sobre a empresa, desde que sejam alcançadas as metas de lucros.
Mantenha uma análise honesta do fluxo de caixa, permitindo uma recuperação de todos os
pagamentos, inclusive os impostos e encargos de financiamento.
48
Uma recomendação alternativa: a mesma, mas limita a quota de produção de modo que os
impostos colectivos acima não ultrapassam qualquer tecto, tal como 76-80% da receita líquida
em dinheiro do contribuinte para o ano. Retire a redução da quota de produção do governo,
para minimizar os cálculos necessários.
6.
Negação das deduções de despesas com juros – subcapitalização
Segundo a pesquisa feita pelo consultor, os juros pagos a partir de uma sociedade moçambicana a
um residente ou não residente estão sujeitos a uma retenção na fonte de 20%, a menos que (neste
último caso), a taxa seja reduzida num tratado fiscal. Isto irá aumentar em 20% as receitas de
Moçambique relativas a cada pagamento, mas cada um deles irá reduzir os impostos de renda sobre
a sociedade em 32%. Neste sentido a proposta de subcapitalização na lei é sensível, mas deve
especificar se a ―equidade‖ se baseia no valor de mercado correcto ou nos números financeiros, e,
além disso, eu gostaria de dar ao contribuinte a oportunidade de provar porque razão a filial é a
única fonte de financiamento.
Recomendação: use o valor da equidade, porque ele está ligado à realidade das práticas
bancárias.
Recomendação: visto que a “erosão da base” (erosão do rendimento tributável por meios
ilícitos, tais como pagamentos excessivos às associadas) é um problema sério (agora sob
revisão séria pela OCDE), eu recomendo acompanhar de perto os desenvolvimentos da OCDE
nesta área, e preparar-se para adoptar as normas da OCDE, porque elas tendem a ser
ponderadas.
c) Retenção de impostos na fonte
Não há um imposto sobre lucros de filiais. Isto facilita às filiais mover dinheiro para a sede ou
para outro lugar, sem retenção. Os impostos sobre lucros de filiais tratam tais repatriações como
dividendos ou juros. São impostos complicados para administrar, mas evitam a drenagem de
fundos.
As taxas de retenção na fonte são relativamente elevadas e podem levar à concentração de
fundos em Moçambique, devido à retenção de impostos na fonte. O consultor não calculou este
impacto, porque as empresas podem criar a alternativa de não distribuir dividendos, mas em vez
disso podem movimentar lucros para outros países onde os fundos são investidos em novos
projectos. Esta é uma prática crónica das empresas norte-americanas.
O imposto sobre lucros das filiais. O conceito é relativamente recente e funciona como se
segue. É a versão americana do que Moçambique poderia impor. Em 1986, o Congresso aprovou
impostos sobre lucros de filiais e sobre juros a nível das filiais, que se aplicam apenas a empresas
estrangeiras que exercem actividades através de sucursais sem personalidade jurídica nos Estados
Unidos. Se uma empresa estrangeira faz negócios nos Estados Unidos através de uma subsidiária
americana, os lucros da subsidiária distribuídos aos accionistas a título de dividendos estão sujeitos
a dois impostos dos EUA - o imposto sobre o rendimento das sociedades e um imposto retido na
fonte sobre os dividendos. O imposto sobre lucros de filiais - um imposto sobre o lucro auferido nos
Estados Unidos através de uma sucursal sem personalidade jurídica e tido como repatriado pela
empresa estrangeira proprietária da filial – pretende ser comparável com o imposto retido na fonte
sobre os dividendos, que aplicar-se-ia se a filial fosse constituída como uma subsidiária nos EUA.
49
Se uma subsidiária americana obtiver um empréstimo no exterior, os juros da dívida geralmente são
dedutíveis pela sociedade, mas para o credor constitui uma fonte de renda americana, que pode estar
sujeito a retenção na fonte. O imposto sobre juros ao nível de filial, que se assemelha ao imposto
sobre os lucros transferidos pelas filiais, destina-se a ser um imposto retido na fonte comparável
sobre os juros deduzido por uma filial americana sem personalidade jurídica de uma empresa
estrangeira.
Recomendação: adicione um imposto sobre os lucros de filiais ao sistema de retenção na
fonte, para proteger as suas receitas.
Recomendação: celebre tratados fiscais bilaterais. Aceite reduções das taxas do imposto
de retenção na fonte a favor da aplicação melhorada que resulta dos tais tratados.
d) Aplicação de Receitas
Eu incluí uma adição extensa do projecto de lei para este estar em conformidade com as
normas da EITI e para minimizar o desvio de receitas.
Recomendação: Adoptação do Artigo 48 proposta acima.
VII. Calendário das Receitas
Claramente, se a mesma quantidade de receitas estiver envolvida, então receber a receita mais
cedo é preferível a recebê-la com atraso. É claro que a empresa operadora tem a preferência
exactamente oposta. Devido ao risco de fracassos por algum motivo (jacto explosivo, informações
geológicas incorrectas, distúrbios civis, etc.), as empresas de petróleo que entram em novas áreas
com fraquezas institucionais, irão resistir sobretudo por causa do alto risco de sofrer perdas, em
comparação com a Noruega, por exemplo. Nos EUA, onde o petróleo e o gás já estão em mãos
privadas há mais de um século de actividade, é prática comum para a empresa operacional
(geralmente um locatário) pagar ao locador um bónus, geralmente recuperável através da partilha de
produção posterior; o Departamento do Tesouro trata o pré-pagamento como um bónus real que está
sujeito a redução.
Obviamente, em alguns casos, o país anfitrião simplesmente precisa de dinheiro, caso em que
pode, entre outras coisas, pedir empréstimos contra receitas futuras (durante algum tempo foi o caso
da Rússia), ou simplesmente ―antecipar‖ a sua participação na receita dentro dos limites toleráveis
para as empresas operacionais. Em teoria, na ausência de um aumento dos riscos a longo do tempo,
dado o fluxo de caixa líquido descontado do projecto não ser reduzido pelo pagamento antecipado,
este pagamento é aceitável. Do lado do governo, é preciso reconhecer que o operador se envolve
numa ampla modelagem financeira antes de se comprometer com um projecto e, ao fazê-lo,
normalmente vai empregar folhas de cálculo do fluxo de caixa líquido descontado, para avaliar o
projecto.
Na minha opinião, o calendário das receitas do projecto de lei é mais ou menos normal, ou
seja, um compromisso inicial (que pode ser demasiado pesado para pequenos projectos) e uma parte
crescente das receitas dos campos petrolíferos ao longo do tempo, com pagamentos de bónus
durante todo o processo.
A lei faz com que os contribuintes se envolvam em grandes projectos de produção de baixo
50
custo, que têm a vantagem de permitir ao governo financiar os projectos infra-estruturais, tal como
a construção de estradas, que irão facilitar o rápido crescimento económico e de tornar os projectos
de menor rendimento mais viáveis no futuro, devido à presença de mais infra-estruturas
VIII.
Melhores Prácticas
Ao autor foi pedido que preparasse comentários sobre o projecto de lei em relação as
Iniciativa Internacional de Transparência na Indústria Extractiva (EITI) e Publiquem Aquilo que
Pagam (Publish What You Pay).
A iniciativa deve aumentar a transparência sobre pagamentos por parte das indústrias de
petróleo, gás e minerais aos governos e entidades ligadas ao governo, bem como a transparência
sobre as receitas recebidas pelos governos dos países de acolhimento. A ideia central é que as
empresas publiquem o que pagam e os governos relatem o que recebem, integrado num relatório da
EITI. Processualmente, a EITI exige que os seus relatórios sejam compreensíveis, promovidos
activamente, de acesso público, e contribuam para o debate público.
O consultor não encontrou nada no projecto da lei do petróleo, que sugira aumentar a
transparência. Ele é da opinião que essa ausência é uma falha. O autor inseriu algumas propostas em
busca do cumprimento da EITI sob a forma de emendas.]
Aqui estão os Esboços dos Padrões. São susceptíveis de ser aceites. Os comentários do autor
são inseridos em vermelho.
1.
A EITI de cada país define os seus próprios objectivos. Todos os países que implementam a
EITI já desenvolvem um “plano de trabalho EITI”. Na Norma da EITI revista, o plano de
trabalho do país terá um papel muito mais significativo. Os grupos de partes interessadas
da EITI (MSG) em cada país são obrigados a definir os seus próprios objectivos de
implementação. Estes devem articular o que querem atingir com a sua EITI, e como
planeiam realizar esses objectivos. Isto garante que a EITI é bem fundamentada no diálogo
nacional sobre a forma como os recursos naturais são geridos.
O consultor não sabe nada sobre este processo em Moçambique.
2.
Apresentar o contexto. A fim de tornar os Relatórios da EITI mais fáceis de entender e
usar, a Norma revista da EITI introduz um novo requisito segundo o qual os relatórios da
EITI devem conter informações contextuais básicas sobre o sector extractivo. Isto inclui:
•
garantir a divulgação dos dados de produção,
•
garantir a divulgação da propriedade dos titulares das licenças, com a divulgação da
titularidade final a ser incentivada,
•
uma descrição de como as alocações de receitas entram nas contas do estado, em
contas locais ou em outras contas,
•
uma descrição do regime fiscal, com a divulgação dos contratos de produção sendo
51
incentivados.
Este é um assunto interno.
3.
Novos requisitos de divulgação. Vários dos requisitos de informação da EITI encontrados
nas anteriores Regras da EITI foram reforçados e a Norma da EITI introduz novos
requisitos de informação em diversas áreas:
4.
Divulgações completas e precisas. Exige-se que o Relatório da EITI contém a divulgação
completa pelo governo de todas as receitas recebidas das indústrias extractivas. Os
procedimentos de comunicação também foram reforçados, e exigem que o administrador
independente e o MSG avaliem as práticas de auditoria vigentes e concordam sobre os
procedimentos para assegurar que os dados sejam divulgados no Relatório da EITI. Estas
alterações visam garantir que o Relatório da EITI fornece uma ideia completa das receitas
recebidas, e que o Relatório da EITI aborda de forma mais clara a fiabilidade dos dados.
5.
Relatórios desagregados. Os dados do relatório da EITI agora devem ser apresentados pelo
tipo individual do pagamento, a empresa e órgão do governo e pelo projecto. Os relatórios
do nível de projecto devem ser consistentes com os requisitos nos EUA e na UE.
6.
As empresas estatais. A Norma revista da EITI exige mais transparência das actividades de
empresas estatais (SOE). As SOE agora irão informar sobre transferências financeiras
entre SOE e outras entidades governamentais, receitas arrecadadas em nome do governo,
incluindo as receitas provenientes da venda de participações estatais da produção, e
qualquer despesa em serviços sociais, infra-estruturas públicas ou subsídios de combustível
executados pelas SOE. As SOE são também obrigadas a revelar o seu nível proprietário em
todas as empresas extractivas que operam no país.
7.
Transferências sub-nacionais. Em muitos países, a maior parte das receitas provenientes
dos recursos naturais decorrentes em níveis sub-nacionais não são derivados de
pagamentos das empresas a entidades do governo local, mas a partir de transferências do
governo central. Dependendo dos quadros de distribuição de receitas em vigor, estas
transferências podem ser uma fonte de receita consideravelmente maior para entidades subnacionais do que impostos e taxas arrecadados a nível local. A norma da EITI exige que
tais transferências sejam relatadas onde é exigido por lei e onde são materializadas.
8.
Despesas sociais por parte das empresas. Quando as empresas são legalmente ou
contratualmente obrigadas a fazer contribuições sociais, estas devem ser divulgadas. Não
se trata propriamente de direito fiscal
9.
Pagamentos de trânsito. Quando os países arrecadam receitas significativas a partir do
transporte de petróleo, gás e minerais, tais como dutos, o governo é obrigado a divulgar as
receitas recebidas.
Não se trata propriamente de direito fiscal.
10. Os relatórios anuais de actividade. A exigência de publicar relatórios de actividade anuais
já não se limita aos países que cumprem mas agora é uma exigência para todos os países de
52
implementação. Prevê-se que os países irão relatar os progressos em cumprir os requisitos
da EITI, bem como os esforços para atingir os objectivos estabelecidos nos seus planos de
trabalho.
11. Melhoria dos procedimentos de Validação da EITI. As mudanças no processo de garantia
da qualidade da EITI visam melhorar a qualidade, a eficiência e a coerência das avaliações
de Validação. A Validação será adquirida e administrada pela Secretaria Internacional e
não por países que implementam. Os países irão realizar a Validação com mais frequência,
com os países que cumprem a serem reavalidados a cada três anos em vez de cinco em
cinco anos.
12. Simplificado e reestruturado. Parte um da “Implementação da Norma da EITI” inclui: os
Princípios da EITI, que não foram modificados. A segunda parte agora inclui os sete
Requisitos da EITI, que definem as expectativas dos países implementadoras de forma mais
clara e lógica. Os requisitos incorporam a maior parte das disposições encontradas nos
Critérios, Requisitos e Notas de Política da ITIE nas Regras da EITI de 2011. O Guia de
Validação foi revisto para reflectir o acordo segundo o qual a Validação será administrada
pela Secretaria Internacional. O Protocolo da Sociedade Civil - idêntica à Nota de Política
6 nas Regras de 2011- foi mantido. A parte três sobre Governança e Gestão estabelece a
forma como a EITI é regida e inclui: Artigos de Associação ligeiramente alterados; a
política do logótipo da EITI, a política de abertura da EITI; e projectos ligeiramente
alterados de directrizes sobre o círculo eleitoral da EITI. “C”a “e” não se tratam
propriamente de direito fiscal.
13.
Tornar os dados legíveis por computador. A riqueza de novos dados nos relatórios futuros
da EITI e as novas regras de divulgação na UE e nos EUA constituem uma vasta
quantidade de dados, que será de pouca utilidade se não for disponibilizada em formatos
abertos e acessíveis. A Norma revista da EITI encoraja os países a tornar os seus dados
disponíveis em formatos legíveis por computador de modo que os cidadãos, jornalistas e
analistas possam usar as informações para as analisar, visualizar e comparar com outras
fontes de dados.
Recomendação: tornar esses princípios concretos, adicionando-os à lei.
O autor inseriu uma referência relativa a este assunto no novo material relacionado com o uso
das receitas.
Aliás, a UE está a contemplar uma nova Directiva em matéria de informação financeira que irá
exigir que certos grandes empreendimentos da indústria extractiva de recursos naturais e as ONG
informem os governos sobre pagamentos. Este desenvolvimento deve ajudar a forçar a divulgação
de pagamentos indevidos e, assim, reduzir essa prática.
IX. Propostas para futuro trabalho analítico
Há muito mais a ser feito, incluindo o que se segue abaixo.
53
O projecto de lei vai exigir regras interpretativas e processuais, a fim de que seja
implementado sem problemas. Muitas vezes ter uma interpretação, não importa qual ela seja, é
melhor do que não ter nenhuma.
O movimento de fundos precisa de ser embelezado e claro para assegurar que não haja
fraudes ou que as receitas sejam ―mal-apropriadas‖.
As leis anti-suborno precisam de ser consultadas para ver se são realistas, tendo em conta a
enorme quantidade de dinheiro que está em jogo no sector de petróleo e gás. Se forem
débeis, devem ser melhoradas, seja por regulamentação ou legislação, conforme as
circunstâncias.
O cumprimento da EITI precisa de ser implementado escrupulosamente.
Deve ser revisto o processo de administração tributária para assegurar que é tanto quanto
possível à prova de corrupção.
Deve-se promulgar legislação relativa às pessoas que apresentarem denúncias.
Sanções civis e penais devem ser revistas para verificar se são suficientes para evitar
incorrecções.
Averiguar a celebração de mais tratados fiscais. Quanto maior for a rede de tratados, melhor
do ponto de vista da Concessionária. O problema dos preços de transferência artificiais pode
ser reduzido celebrando acordos fiscais bilaterais, pois estes oferecem cooperação
administrativa mútua no que diz respeito à determinação de preços de transferência, com o
objectivo de forçar as empresas multinacionais fixar preços reais. Existe também um recente
tratado de execução fiscal multilateral que é um grande passo para permitir aos governos
cobrar impostos não pagos por pessoas estrangeiras em tribunais estrangeiros (Convenção da
OCDE sobre Assistência Administrativa Mútua em Matéria Fiscal).
Moçambique - e qualquer outro país - deveria analisar esta oportunidade. Nota: as
investigações de fixação de preços de transferência actualmente constituem, aparentemente,
o problema de inspecção fiscal mais comum enfrentado pelas empresas na área dos recursos
naturais.
54
ANEXO A. RESERVAS REMANESCENTES (EIXO VERTICAL) E DEDUÇÃO
GOVERNAMENTAL MÉDIA (EIXO HORIZONTAL)
55
ANEXO B: AUMENTO DA DEDUÇÃO GOVERNAMENTAL AO LONGO DO TEMPO
56
ANEXO C: TRATAMENTO TÍPICO PELOS EUA DOS GASTOS RELACIONADOS COM
O PETRÓLEO E GÁS NATURAL
Os políticos podem achar esta repartição das despesas comuns relacionadas com o petróleo e
gás úteis em classificar gastos capitalizados das deduções actuais, ou pelo menos em listar muitas
despesas comuns que pretende caracterizar como despesas ou dispêndios de capital. Muitos podem
não concordar com a dedução ou capitalização de qualquer item em particular. A regra geral de
acordo com a lei dos EUA é que os pagamentos para os itens que perduram por mais de um ano
devem ser capitalizados e, em seguida, amortizados ao longo do tempo à medida que a sua vida útil
expirar.
A.
Custos de Concessão
(Despesas de Capital)
1.
15.
Pesquisa da localização de Concessão pelo engenheiro, geólogo,
etc., para fins diferentes de localizar um sítio de um poço.
Despesas geológicas e geofísicas resultando na aquisição ou
retenção de uma propriedade de petróleo e gás.
Despesas relacionadas com arrendar a propriedade do governo
Custos legais de assegurar a Concessão
Taxas legais incorridas para obter acesso à propriedade e para obter
servidões etc.
Bónus de arrendamento pago ao governo ou a outro proprietário.
Preço de aquisição de petróleo ou gás existente
Furos de núcleos perfurados para obter dados geológicos.
Trabalhos sísmicos para determinar o tamanho das reservas ou do
depósito.
Taxas legais incorridas em formular contratos.
Despesas de viagens incorridas em adquirir concessões
Salários do Pessoal do departamento de terra da Concessão
adquirida
Custos de adquirir equipamento de petróleo e gás e tubos
Perfuração não-tangível e custos de desenvolvimento (ver abaixo
para pormenores)
Rendas em atraso]
Custos de Perfuração
não tangíveis –
Determinação dos EUA
para os deduzir
1.
2.
Custos administrativos relacionados com contratos de perfuração.
Custos de pesquisa e sísmicos da localização de um sítio de poço na
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
B.
57
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
C.
Equipamento de
Locação e de Poço
(Despesas de Capital)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
58
Concessão.
Custos de perfuração.
Nivelamento, escavação de poços de lama e terraplanagem para
preparar o sítio de perfuração
Custos de construção de estradas ou canais para o sítio de
perfuração.
Indemnizações de danos de superfície para o dono da terra.
Indemnizações de danos de culturas.
Custos de montar a plataforma no sítio de perfuração.
Custos de transporte da plataforma.
Serviços técnicos de geólogo, engenheiro, e outros envolvidos em
perfurar o poço.
Lama de perfuração, fluidos e outros suprimentos utilizados na
perfuração do poço
Transporte de tubos de perfuração e revestimento.
Cimentar o revestimento (mas não o próprio revestimento).
Aluguer de equipamento especial e tanques a serem usados na
perfuração do poço.
Perfuração do revestimento do poço
Custos de registo, com excepção de levantamentos de velocidade.
Custos de tirar a plataforma da localização.
Terraplanagem para limpar o local do poço
Custos de acidificação, fracturara formação e Outros custos de
conclusão.
Custos de esfregação para completar o poço
Custos de obter um contrato operacional para as operações de
perfuração.
Custos de isolar o poço se estiver seco
Custos de testes de formação.
Revestimento de superfície
Imposto sobre a venda de equipamento adquirido e custos de entrega
Custos do revestimento do poço
Equipamento para a eliminação de água salgada e poço
Transporte de tubos para o estaleiro mas não do estaleiro para o sítio
do poço
Custos de produção da tubulação
Custos da cabeça de poço e da ―Árvore de Natal‖
Custos de bombas e motores, incluindo o transporte
9.
10.
11.
12.
13.
14.
D.
Despesas Operacionais –
Normalmente Deduzidas
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Custos de tanques, linhas de fluxo, tratadores, separadores, etc.,
incluindo o transporte
Terraplanagem para tanques e equipamento de produção
Estradas construídas para a operação da fase de produção
Construção de dutos, incluindo terraplanagem e servidões.
Custos de montagem de tanques e equipamento de produção
Custos de construção da plataforma de viragem para camiões e
poços de transbordo por volta da bateria de tanques novos
Custos de interruptor o bombeiro que opera os poços .
Custos de reparações menores de bombas, tanques, etc.
Nivelar estradas existentes.
Treat-o-lite e outros materiais e suprimentos usados na operação do
poço
Remoção de haste de bombeio e da bomba, e limpeza do poço
Utilidades.
Impostos além de impostos sobre o rendimento
Depreciação do equipamento usado na concessão
Aluguer de equipamento
Salários para pintar e limpar a concessão
Sinalização de arrendamento
Salários de outro pessoal operacional capataz, superintendente,
engenheiro, etc.
Custos de eliminação de água salgada (além dos sob C.4. acima).
Parte atribuível dos custos gerais.
Despesas de injecção
59
ANEXO D. MATRIZ DOS IMPOSTOS APLICADOS ÀS ACTIVIDADES PETROLÍFERAS E DE GÁS EM PAÍSES SELECCIONADOS –
PRODUTO DO AUTOR
País
Regime Fiscal
Taxa do Imposto sobre o Rendimento de
Sociedades
Argélia
Geralmente controlado por contrato de partilha
de produção (PSA) ou outros contratos
semelhantes celebrados entre as autoridades
argelinas e o empreiteiro.
Existem três tipos de contratos, cada um com
diferentes regimes fiscais:
1. Acordo de partilha de produção (PSA) - a
forma mais comum de arranjo
2. Parceria - aplica-se apenas a determinadas
parcerias criadas na década de 1960 e 1970,
como o Bloco 0 e FS / FST
3. Contrato de serviço de Risco (RSC)
Argentina está organizada em governos federais,
provinciais e municipais. O regime fiscal que se
aplica à indústria do petróleo consiste
principalmente de tributos federais e provinciais.
38%
Angola
Argentina
Austrália
Brasil
60
O regime fiscal que na Austrália se aplica à
indústria do petróleo consiste numa combinação
de imposto sobre o rendimento de sociedades
(CIT) e quer um imposto sobre o arrendamento
de um recurso petróleo(PRRT) quer uma
tributação com base em royalties.
O regime fiscal brasileiro, que se aplica à
indústria de petróleo e gás é composto de CIT e
deduções do governo e de terceiros preciso. As
deduções pelo Governo e terceiros variam
dependendo do tipo de contrato.
Dois tipos de contratos são o contrato de
concessão (CC) e o contrato de partilha de
produção (PSA)
Contratos de Partilha
de Produção com o
Governo
Taxa de Impostos de Direitos
20%, mas pode ser reduzido para
16,25% e 12,5% dependente do
território. O Ministério da Finanças
pode reduzir para 10% à sua discrição
50% e operar sob acordo de partilha de
produção, 65,75% se não
35%
30%
15%, mais imposto adicional de 10% sobre
lucros > BRL 240,000 e um imposto de
contribuição social de 9%. A tributação é a
mesma para as entidades com contratos CC
ou PSA, ou ambos.
0-12.5%
Sim
10% do volume total de produção de
cada mês x preços de referência
relevantes (ANP). Pode reduzir o
volume de produção em 5%, em
algumas circunstâncias
País
Taxa de Imposto sobre Dividendos
Taxa de Imposto Separado sobre Mais
Valias
Taxa de Imposto sobre
as Remessas de Filiais
Participação nos Lucros
Imposto sobre Lucros
Inesperados e 7 ou
Excessivos
5-50% quando o custo
por barril é de $30+,
30% sobre lucros
excessivos (15% se
reinvestido)
Subsídios especiais
Argélia
Angola
Argentina
Austrália
30%
Brasil
34%
15%. Perdas limitadas a 30% de mais valias
futuras. Taxa de 25%, se beneficiário mora
na jurisdição de baixa tributação (jurisdição
com imposto de renda inferior a 20%)
País
AMT/MPIT (Imposto de Rendimento Mínimo
Presumido)
Imposto sobre contratos de alugueis
Argélia
Angola
Argentina
Amortização anual de despesas de capital de
25%
1%
Amortização anual de despesas de
capital de 25%
Austrália
Valor decrescente (= valor de base x
dias mantidas/365 dias x 200% / vida
útil do activo), Custo primeiro = custo
do activo x dias mantidas/365 dias x
100% / vida útil do activo
Brasil
Edifícios 25 anos, Maquinaria 10 anos,
veículos e computadores 5 anos
61
País
Transacção
Argélia
1%
Angola
Argentina
Austrália
Brasil
País
Importação/Exportação
IVA
Imposto de Selo
Imposto sobre o Volume
21%
1%
2.5%
Perdas
Imposto sobre a
Produção do Petróleo
20%, pode ser reduzido
até 10% a requerimento
Imposto sobre a Venda do Petróleo
Taxa de Extracção
Outra Política
Argélia
Angola
Argentina
Austrália
Brasil
País
Argélia
Angola
Argentina
62
70%, dedutível do imposto sobre o
rendimento
0/35% importação, 5-25% exportação
reporte de prejuízos até 30% do rendimento
anual tributável
Imposto sobre os rendimentos do petróleo
35%. Crédito fiscal para 144 meses a partir da
data de produção.
Incentivos ao investimento
R&D e investimento em terra
O petróleo é limitado a uma
percentagem máxima da quantidade
total de óleo produzido em cada área
de desenvolvimento, de acordo com o
respectivo PSA (geralmente 50%, mas
pode ser aumentado até 65%, se as
despesas de desenvolvimento não são
recuperadas dentro de quatro ou cinco
anos a contar do início da produção
comercial ou do ano em que se
incorreram os custos, consoante a data
que seja posterior.
Austrália
Brasil
Crédito de investimento em R&D
Crédito de investimento redução de 75% de
25% CIT devidamente calculado sobre o
lucro das actividades abrangidas pelo
tratamento de incentivo fiscal para projectos
a serem considerados vitais para a
modernização. Redução de 12,5% para
novos empreendimentos considerados
prioritários em lucros apurados dedução
total de 60-100% de gastos por períodos de
R&D Bónus de assinatura para ganhar
licitante para a exploração de petróleo e gás
natural taxas de 10-40% = para grandes
volumes de produção ou ganhos elevados
País
Retenção na Fonte Geral
Royalties WHY
Juros de WHY Interest
Dividendos de WHT
Angola
10%
10%
0%
Argentina
21%/28%/31.5%
15.15%/35%
0%
Austrália
30%
30%
10%
Brasil
15-25%
15-25% (Mais elevado
para jurisdição de
impostos baixos)
15-25% (Mais elevado para jurisdição
de impostos baixos)
Pagamentos de Serviço de WHT
Aluguer de WHY
Remessas de Filiais de WHY
Argélia
País
Argélia
WHT Administrativo
Angola
Argentina
Austrália
Brasil
5-25%
15-25%
15-25%
63
País
Regime Fiscal
Taxa do Imposto sobre o
Rendimento de Sociedades
Canadá
O regime fiscal que se aplica à indústria de petróleo e gás no Canadá é
composto por uma combinação de royalties e impostos sobre o rendimento
15% + 10-16% taxa
provincial
Chade
Contrato de partilha de produção (PSC)
i) o contrato de produção padrão (doravante referido como o Modelo PSC);
ii) o PSC e acordos de concessão (CA) celebrados entre o Estado do Chade e
os empreiteiros (as companhias de petróleo), e
iii) o Código Tributário do Chade.
40% no âmbito de um
contrato de partilha de
produção
Colômbia
O regime fiscal que se aplicá à indústria de petróleo no Colômbia é composto
por uma combinação de (CIT) e tributação com base em royalties
33%
Costa do
Marfim
O regime fiscal que se aplica à indústria do petróleo na Costa do Marfim
consiste de direito tributário da Costa do Marfim, o código de petróleo da
Costa do Marfim e dos contratos de partilha de produção (PSC), ou o contrato
de prestação de serviços celebrado entre o Governo da Costa do Marfim e o
empreiteiro (doravante referida como a Titular).
Congo
O regime fiscal que se aplica à indústria do petróleo na República
Democrática do Congo (RDC), consiste no Direito Tributário congolês, o
Código Tributário Geral datado de Março de 2003, o livro da reforma do
imposto sobre os procedimentos datado 13 de Março de 2003, o Decreto-Lei
de Hidrocarbonetos n° 81-013 datado 2 de Abril de 1981, o código
alfandegária e a pauta aduaneira, o contrato de partilha de produção relevante
(PSC) ou outro contrato semelhante celebrado entre o Governo e a empresa de
petróleo, e a legislação provincial
25%. Em termos do PSC,
uma empresa de E & P
financia toda a exploração e
os custos de
desenvolvimento e assume
todos os custos e s riscos
desta operação, no caso de
petróleo e gás nenhum ser
encontrado.
40%
64
Contratos
de Partilha
de
Produção
com o
Governo
Taxa de Impostos de Direitos
20%, mas pode ser reduzido para
16,25% e 12,5% dependente do
território. O Ministério da Finanças
pode reduzir para 10% à sua discrição
Sim
Sim
Sim
14.25-16.5 para petróleo bruto, 510% para gás
8% (até 5.000 barris / dia), 8 +
[produção - 5000] * 0.10 (5001 para
125 mil barris / dia), 20% (125.001 a
400.000 barris / dia), 20 + [produção
- 400.000] * 0,025 (400.001 a
600.000 barris / dia), 25% (mais de
600 mil barris / dia)
Depende dos termos do contrato de
partilha de produção
Depende dos termos do contrato de
partilha de produção
País
Taxa de Imposto sobre Dividendos
Taxa de Imposto Separado sobre
Mais Valias
Isento
25% da atribuição de activos
Canadá
Chade
Colômbia
Costa do
Marfim
Taxa de Imposto sobre as
Remessas de Filiais
25% adicional reduzido a
5/15% com tratado
Participação nos Lucros
Imposto sobre Lucros
Inesperados e 7 ou
Excessivos
Subsídios especiais
25%, igual à CIT
Congo
País
Canadá
Chade
AMT/MPIT (Imposto de
Rendimento Mínimo Presumido)
Imposto sobre contratos de
alugueis
Contribuição anual conforme
acordado no PSC
Colômbia
Delimitação de acordo com o modelo PSC
(negociável) e LIFO (último a entrar e primeiro
a sair). Não existe maior reembolso de custos do
que 70%
Computadores e veículos 5 anos, máquinas 10
anos, imóveis 20 anos
Costa do
Marfim
Sem taxa legislada específica e
depende dos termos dos contratos de
partilha de produção
Congo
US$ 2/km² e US$ 500/km² por
licença
Dedução imediata dos custos de exploração,
certos activos elegíveis para depreciação
acelerada (TBD por funcionários).
65
País
Transacção
IVA
Imposto de Selo
Imposto sobre o Volume
Imposto sobre a Produção
do Petróleo
Imposto sobre a Venda do Petróleo
Taxa de Extracção
Outra Política
Canadá
Chade
Colômbia
Na maior parte isento
16% para pagamentos por serviços de
assistência técnica e serviços de
consultoria, técnicas e serviços
prestados na Colômbia e no exterior
Costa do
Marfim
Congo
País
Importação/Exportação
Perdas
Canadá
Chade
Colômbia
Costa do
Marfim
Reporte de prejuízos de 8 anos com
máximo de compensação/ano de 25%
Sim, depende de determinados factores
Congo
País
Canadá
66
Imposto sobre os rendimentos do
petróleo
incentivos ao investimento
20% para R&D (possivelmente até
35% para o máximo SR&ED anual
de CAD$ 3M
Chade
R&D e investimentos em terra
Colômbia
Exploração - nenhuma exigência para
o cálculo do imposto sobre o
rendimento, transportado para
exercícios seguintes:
Dedução Ambiental de até 20% da
renda anual soma de ANH de 10% da
produção de hidrocarbonetos leves e
5% no caso de hidrocarboneto pesado
Os titulares de PSC estão isentos de
quaisquer impostos, direitos e taxas,
assim que assinam o contrato de PSC
para o período em que realizam R&D
durante o período de E&P até ao fim
das suas actividades na Costa do
Marfim ou no final do PSC. Os
principais impostos isentos são:
Imposto sobre operações bancárias
Imposto sobre vendas ou imposto
semelhante (IVA) Impostos e taxas
aplicáveis aos produtos petrolíferos
fornecidos para instalações
permanentes e instalações de
perfuração. Transportar para
exercícios seguintes ou anteriores de
perdas aceitável e por tempo
indeterminado
Costa do
Marfim
Congo
O petróleo é limitado a uma percentagem
máxima da quantidade total de óleo produzido
em cada área de desenvolvimento, de acordo
com o respectivo PSA (geralmente 50%, mas
pode ser aumentado até 65%, se as despesas de
desenvolvimento não são recuperadas dentro de
quatro ou cinco anos a contar do início da
produção comercial ou do ano em que se
incorreram os custos, consoante a data que seja
posterior.
Existem bônus, mas quantidade é dependente do
PSC. Existem em 50M, 75M, 100M e 200M de
barris
Partes do Gov. de lucros do petróleo:
0-100k(barrels) 45%, 100k-200k - 47%, 200k300k - 55%, 300k+ - 60%
Taxa Mineral - Taxa depende dos termos do
PSC
67
País
Retenção na Fonte Geral
Canadá
Chade
Colômbia
Costa do
Marfim
Congo
País
WHT Administrativo
Royalties WHY
Juros de WHY Interest
25%
25% não residente, 15% não
residente com Tratado, 5/10%
Corporação não residente com
tratado
33% (royalties na aquisição e
exploração de não-tangíveis
15.15%/35%
Isento
Isento
Pagamentos de Serviço de WHT
Aluguer de WHY
Dividendos de WHT
0%
Remessas de Filiais de WHY
Canadá
Chade
Colômbia
Costa do
Marfim
Congo
68
10% (assistência técnica. Serviços e
consultoria), 10% de serviços
técnicos, 33% pmt por serviços
prestados na Colômbia
25-30% 25-30% da quantidade de
salários, resultando na taxa efectiva
de 7,5%
Geralmente aplicável mas não no âmbito de
PSC
País
Regime Fiscal
Equador
Taxa do Imposto
sobre o Rendimento
de Sociedades
Contratos de Partilha
de Produção com o
Governo
Taxa de Impostos de Direitos
23%, 22% em 2013
Sim (81.5-87.5%)
12.5% a 18.5%
Yes
>13%
Guiné
Equatorial
O regime fiscal aplicável à indústria de petróleo e gás é fornecido pelo Código
Tributário da EG (EGTC) datada de 28 de Outubro de 2004, a Lei de
Hidrocarbonetos da EG nº 8/2006, de 3 de Novembro de 2006, o contrato de
partilha de produção (PSC) ou outro contrato semelhante celebrado entre o
Governo da Guiné Equatorial (EG) e o empreiteiro
35%
Indonésia
O regime fiscal aplicável às empresas de petróleo e gás é composto de contratos
de partilha de produção (PSC) que são inseridos entre os contratantes e
BPMIGAS, o órgão executivo da Indonésia para as actividades de petróleo e gás a
montante (anteriormente Pertamina, em nome do Governo).
25%
Iraque
Cazaquistão
Este artigo descreve o regime fiscal em vigor para quase todos os actuais e todos
os novos contratos a partir de 1 Janeiro de 2009. Este regime aplica-se a todos os
contratos, excepto os acordos de partilha de produção que entraram em vigor
antes de 1 de Janeiro de 2009 e os contratos especificamente aprovados pelo
presidente do Cazaquistão. O regime fiscal aplicável em geral que se aplica no
Cazaquistão à exploração e produção (E&P) de contratos na indústria do petróleo
consiste de uma combinação de (CIT), imposto de renda na exportação, tributação
de bónus e royalties. As actividades de produção de petróleo e gás são isoladas a
partir de actividades a jusante e de umas a outras (ou seja, por contrato) para
efeitos fiscais
15%, 35% se
relacionados com
actividades de
petróleo e gás a
montante
20% a partir de 2010
69
País
Taxa de Imposto sobre Dividendos
Equador
12%
Taxa de Imposto
Separado sobre
Mais Valias
Taxa de Imposto sobre
as Remessas de Filiais
Participação nos Lucros
Empregado - 15% do lucro anual
para os empregados. Na indústria de
hidrocarbonetos o empregado
recebe 3% e o Governo 12%
Guiné
Equatorial
Indonésia
Iraque
15%, 35% se
relacionado com
actividades de
petróleo e gás a
montante
Cazaquistão
15% 15% se pago no exterior. Normalmente reduzida para 5% por meio de
tratado
País
AMT/MPIT (Imposto de Rendimento
Mínimo Presumido)
Imposto sobre contratos de alugueis
Equador
Determinado sob PSC
Indonésia
Nenhum (Renda de recurso ou de superfície)
70
Subsídios especiais
Remissão imediata dos custos de
exploração não é uma prática
comum. No entanto,
Terreno urbanizado 5%
Habitação 5%
Edifícios temporários 20%
Veículos leves 25%
Veículos pesados 33,33%
Mobiliário de escritório 20%
Material naval e de ar 20%
Guiné
Equatorial
Iraque
Imposto sobre Lucros
Inesperados e 7 ou
Excessivos
Estes custos podem ser objecto de
remissão quando a operação estiver
concluída
Cazaquistão
País
Equador
Guiné
Equatorial
Indonésia
Transacção
10%, 20%, 30%, 40%,
50%, 60% dependente da
atribuição do rendimento
líquido, de acordo com a
% das deduções.
Edifícios e estruturas 10% (taxa de
depreciação máx.), Máquinas 25%,
equipamento de escritório e
computadores 40%, activos fixos
15%
IVA
Imposto de Selo
Imposto sobre o Volume
Imposto sobre a
Produção do Petróleo
Imposto sobre a Venda do
Petróleo
0.4%, a ser 0% em 2018
Iraque
Cazaquistão
País
0-32% sobre exportação com base no valor do petróleo
bruto e gás exportado baseadas na mesma valoração de
imposto como para o Imposto sobre a a Extracção Mineral
12% sobre importação e exportação
Importação/Exportação
Perdas
Equador
Guiné
Equatorial
Indonésia
Geralmente isentos, mas sujeita às condições
Iraque
Cazaquistão
Não há transporte para exercícios anteriores , transporte
para exercícios posteriores de 5 anos
Exportação 0-32% (progressivo com
custo / bbl)
Imposto de exportação de petróleo bruto de
$ 40/tonelada
71
País
Equador
Imposto sobre os rendimentos do petróleo
Incentivos ao investimento
Perdas a compensar: perdas operacionais líquidas podem
ser transportadas e compensados com lucros nos cinco
anos seguintes, desde que o montante da compensação
[original é completo?]
Reinvestimento dos lucros resulta numa redução de 10%
da taxa de CIT
Taxa de Extracção
1% do valor da taxa de
serviços após a
determinação da
participação nos lucros e
imposto sobre o
rendimento
Guiné
Equatorial
Estado tem direito a % de todos os
hidrocarbonetos
Indonésia
Iraque
Não exceda 25% dos lucros do exercício. Transporte de
perdas para exercícios anteriores não permitido.
Bónus de Descoberta de 0,1% do valor dos recursos
extractáveis comprovados
Cazaquistão
País
Retenção na Fonte Geral
Equador
Guiné
Equatorial
72
Royalties WHY
0,5% - 18% (redução de
50% se a produção e o
comprador são
totalmente nacionais)
Juros de WHY
Dividendos de WHT
23%, 22% em 2013
5%
1010%
6.25 e 10%
25%, taxa de juros
bancários de 4%
25%
15-20%
15%
Depende de K
0%
15%
15%
Indonésia
Iraque
Cazaquistão
Outra Política
Margem de Soberania - 25% do
rendimento bruto da produção do
campo
15-20%
15%
20%
País
WHT Administrativo
Pagamentos de Serviço de WHT
Aluguer de WHY
Remessas de Filiais de WHY
Equador
Guiné
Equatorial
Indonésia
Nenhuma
Depende de K
Iraque
Cazaquistão
País
Regime Fiscal
Quénia
Líbia
México
Taxa do Imposto sobre o Rendimento de Sociedades
Contratos de Partilha
de Produção com o
Governo
Taxa de Impostos de Direitos
30%
Na Líbia, o regime fiscal que se aplica à
indústria do petróleo é uma combinação de
CIT e um imposto suplementar. De acordo
com o regime do contrato de partilha de
produção, os impostos são considerados a
serem pagos pela Companhia Nacional de
Petróleo (NOC), e o cálculo do imposto é
nocional.
Não há regras fiscais especiais aplicáveis à
indústria do petróleo. Nota-se que as
actividades de petróleo estão reservados para
o governo mexicano, e que Petróleos
Mexicanos (PEMEX) é o órgão responsável.
A PEMEX, na sua capacidade de agência
governamental, tem um regime de tributação
especial, não coberta por este guia, cuja
intenção é dar uma visão geral das regras
fiscais aplicáveis às empresas que prestam
serviços à PEMEX ou estão envolvidos na
indústria do petróleo no México. No entanto,
a PEMEX subcontrata uma extensa
variedade de serviços a prestadores de
serviços nacionais e internacionais, entre
estes: perfuração, fornecimento, engenharia
20%, mais um ajuste para 4% de royalties.
16.67%
30% (29% em 2013 e 28% em 2014
73
e construção.
Namíbia
Nigéria
País
O regime fiscal que se aplica à indústria do
petróleo na Namíbia é uma combinação de
imposto de rendimento de petróleo (PIT) ao
abrigo da Lei de Petróleo (Impostos) 3 de
1991 (PTA), as disposições administrativas
conforme consta na Lei de Imposto sobre
Rendimento 24 de 1981 ( Lei de Imposto
sobre Rendimento) e royalties incidentes
sobre as vendas sob a Lei de Petróleo e
(Exploração e Produção), de 1991 (a Lei de
Petróleo).
As empresas que realizem operações de
petróleo são considerados estar no regime a
montante e tributados nos termos da Lei de
Imposto sobre os Lucros de Petróleo.
Nigéria tem um regime de licenciamento e
um regime contratual. O regime de
licenciamento tem dois arranjos. Estes são
os empreendimentos conjuntos entre o
Governo federal e a empresa internacional
de petróleo e o operador de risco
independente. Os arranjos do regime
contratual são os contratos de serviços de
risco e os contratos de partilha de produção.
35%
5% das receitas brutas
65.75% (primeiros 5 anos), 85% (as empresas já
existentes), 85% (em anos subsequentes para todas as
empresas) e participação do governo com base na
produção
0-20%
Taxa de Imposto sobre Dividendos
Taxa de Imposto Separado sobre Mais Valias
Quénia
Líbia
México
Namíbia
Nigéria
74
Taxa de Imposto sobre
as Remessas de Filiais
Participação nos Lucros
37.5%
42.858%
Nenhuma
Empregados - 10% do lucro
tributável ajustado da empresa
País
AMT/MPIT (Imposto de Rendimento
Mínimo Presumido)
Imposto sobre contratos de alugueis
Imposto sobre Lucros
Inesperados e 7 ou
Excessivos
Quénia
Subsídios especiais
Reporte de perdas para anos
anteriores n/a (aplicado a
companhia de petróleo que
permanentemente cessou a
produção, Reporte de perdas para 5
anos posteriores
Líbia
México
17.5%
Taxas de depreciação: Edifícios
85%, Vasos 78%, Computadores
94%, Telecom 74-85%,
Ferramentas 95%, Máquinas 7495%
Namíbia
Nigéria
País
Quénia
NGN200.00 km ^ 2 para a licença de prospecção de
petróleo, NGN300.00 km ^ 2 para a licença de mineração
de petróleo sem produção, NGN500.00 km ^ 2 para
licença de mineração de petróleo com produção
Transacção
Operações em terra 5%, 1-4 anos
20%, 5 anos 19%. Operações em
áreas de até 100 metros de
profundidade de água 10%.
Operações em áreas de entre 101
metros e 200 metros de
profundidade de água 15%.
Operações em áreas acima de 200
metros de profundidade de água
20%.
IVA
Imposto de Selo
16%
Sim
Imposto sobre o Volume
Líbia
México
Namíbia
75
Nigéria
10%
5%, mas existem excepções no que diz respeito a certos
produtos da indústria
País
Importação/Exportação
Perdas
Imposto sobre a
Produção do Petróleo
Imposto sobre a Venda do
Petróleo
Quénia
Líbia
6% Importação
México
Não há reporte de perdas para anos anteriores, reporte de
perdas para até 10 anos posteriores
Namíbia
Nigéria
País
Quénia
76
Depende da quantidade
de produção e da
avaliação com base no
ano actual
Imposto sobre os rendimentos do petróleo
Incentivos ao investimento
Dedução de base linear de 20% por ano
Taxa de Extracção
Outra Política
Impostos de petróleo relacionados
com bónus de assinatura, taxas de
superfície, a taxas de formação,
impostos sobre lucros inesperados e
petróleo de lucro (para ser
partilhado, deduzidos e eliminados
de forma separada pelo governo e
contratante, de acordo com
incrementos de petróleo de lucro)
negociável. Tributação de
subcontratantes de prestação d e
serviços - Lucro = 15% de todo o
dinheiro pago por uma empresa de
petróleo. Lucro tributado em 37,5%
Líbia
Bónus - pago em marcos de produção de 100 milhões de
barris e, posteriormente, para cada 30 milhões produzidos
México
Namíbia
Despesas dedutíveis no primeiro ano de produção. As
despesas de desenvolvimento amortizados em 3 anos
Subsídios de capital leves
Nigéria
País
Retenção na Fonte Geral
Quénia
Royalties WHY
Juros de WHY Interest
Dividendos de WHT
Residente - 5%
15%
Residente - 5%
Não-residente - 20%
Não-residente 10%
Líbia
México
25%, 10% ao abrigo de tratados
4,9% banco registado no
país de tratado, 10% do
banco reg fora do país
signatário do tratado,
21% de aquisições
qualificadas de
máquinas, 30% geral,
10-15% geral c / tratado,
30% não residente
10%
10%
Pagamentos de Serviço de WHT
Aluguer de WHY
Namíbia
Nigéria
País
Quénia
Líbia
México
Namíbia
Nigéria
WHT Administrativo
Remessas de Filiais de WHY
Não-residente 30%
10%
77
País
Regime Fiscal
Taxa do Imposto sobre o Rendimento de Sociedades
Peru
Actividades de exploração e produção de
petróleo e gás são conduzidos sob licença ou
contratos de serviço concedidos pelo Governo.
O Governo garantia que a legislação tributária
em vigor na data do contrato irá permanecer
inalterada durante a vigência do contrato.
Pagamento antecipado de 30% do imposto de renda final
@ 2% ao mês
Tanzânia
O regime fiscal que se aplica à indústria do
petróleo na Venezuela é uma combinação de
CIT, impostos de royalties, impostos indirectos
e contribuições especiais.
50% dos lucros líquidos
País
Taxa de Imposto sobre Dividendos
Taxa de Imposto Separado sobre Mais Valias
Peru
4.1%
30%, considerado rendimento normal
Tanzânia
30%
Venezuela
50%
Peru
78
Taxa de Impostos de Direitos
5% (<5 barrís por dia), 5-20% (5100bpd), 20% (>100bpd)
25% ou 30%
Venezuela
País
Contratos de Partilha
de Produção com o
Governo
AMT/MPIT (Imposto de Rendimento
Mínimo Presumido)
Imposto sobre contratos de alugueis
33.33% sobre o valor do petróleo
bruto extraído
Taxa de Imposto sobre
as Remessas de Filiais
Participação nos Lucros
Empregados - obrigado a distribuir
8% em relação ao petróleo, minas,
etc. Rendimento antes do imposto
calculado e é despesa dedutível para
apuração do imposto sobre o
rendimento.
50%
Imposto sobre Lucros
Inesperados e 7 ou
Excessivos
Subsídios especiais
veículos 20%, máquinas 20%,
outras máquinas 10%,
equipamentos 25%, activos fixos
10%, edifícios 5%
Tanzânia
Venezuela
50%
País
Transacção
IVA
Peru
0.005%
18%, recuperação para bens relacionados com a produção de
hidrocarbonetos
Tanzânia
Venezuela
País
Importação/Exportação
Perdas
Imposto de Selo
Imposto sobre o Volume
Imposto sobre a
Produção do Petróleo
Imposto sobre a Venda do
Petróleo
Peru
Tanzânia
Não há reporte de perdas para anos anteriores, reporte de
perdas para anos posteriores sem limite
Venezuela
País
Peru
Imposto sobre os rendimentos do
petróleo
Incentivos ao investimento
Despesas de exploração amortizados
com base na unidade de produção ou
por meio de amortização linear em 5
anos Uma vez que a extracção
comercial começa a não há recuperação
dos custos de exploração. As despesas
incluem: investimentos em perfuração
e exploração.
Taxa de Extracção
Outra Política
Os incentivos para o imposto sobre as sociedades - De
acordo com a legislação do imposto sobre o
rendimento, os prejuízos fiscais podem ser
transportados para anos posteriores e compensados
pelo lucro líquido obtido em exercícios futuros. As
disposições actualmente em vigor exigem para o
contribuinte eleger um dos seguintes procedimentos
para compensar os prejuízos fiscais:
Compensar as perdas totais de impostos líquidos por
fontes peruanas obtidos no ano fiscal contra o lucro
líquido obtido nos quatro exercícios seguintes. Não há
perdas compensadas após tal prazo. Compensar as
perdas totais de impostos líquidos por fontes peruanas
obtidos no ano fiscal, contra 50% do lucro líquido
obtido nos anos seguintes, sem limitação
79
Tanzânia
Venezuela
País
Royalties WHY
Juros de WHY
Dividendos de WHT
Peru
30%
30%, pode ser reduzido até
4.99%
4.1%
Tanzânia
15%
10%
5-1-%
Venezuela
3% Residente, 24% Não-residente
3% Residente, 5%
Empresa não-residente,
34% Não-residente, 34%
Empresa não-residente
Pagamentos de Serviço de WHT
Aluguer de WHY
País
Peru
Retenção na Fonte Geral
WHT Administrativo
15%
Tanzânia
Venezuela
80
Remessas de Filiais de WHY
10%
2% Empresas com domicílio / 1%
Residente / 34% NR / 34% empresa de
assistência técnica sem domicílio.
ANEXO E: RECEITA TOTAL TRIBUTÁRIA
TABELA APRESENTANDO TAXAS INTERNAS DE RETORNO TENDE A
MOSTRAR QUE A TAXA INTERNA DE RETORNO DE 18% UTILIZADA PARA A
TESTAGEM DE FLUXO DE CAIXA É UMA TAXA GENEROSA CASO NÃO SE
CONSIDERAREM TODOS OS IMPOSTOS
Índice de Termos Fiscais (Pontuação Não-Ponderada)
Sistema
Fiscal
Receita
do Gov
Pontua
ção do
Índice
PI
Pontua
ção do
Índice
IRR
Pontua Progressividação do de /
Índice Regressividade
Pontuação do
Índice
Argélia em terra
86%
4.32
1.83
0.00
25%
0.43
-9%
1.50
Angola no mar
78%
3.70
1.32
1.93
16%
2.27
2%
0.17
Austrália (Queensl.) gás de jazidas de
carvão
40%
0.89
1.41
1.60
15%
2.56
Austrália no mar
71%
3.18
1.57
0.99
20%
1.50
Brasil no mar
72%
3.28
1.62
0.80
14%
2.78
-22%
3.67
Canadá (Alberta) petróleo convencional
61%
2.49
1.32
1.93
16%
2.45
-30%
5.00
Canadá (Alberta) areias petrolíferas
67%
2.91
1.10
2.78
9%
3.85
-19%
3.17
Canadá (British Columbia)
40%
0.87
1.17
2.52
13%
2.97
1%
0.16
China no mar
80%
3.88
1.46
1.41
12%
3.20
8%
1.21
Colombia em terra
82%
4.03
1.20
2.40
16%
2.35
-4%
0.67
Alemanha em terra
61%
2.46
0.80
3.92
6%
4.49
-11%
1.83
Índia no mar
57%
2.16
1.23
2.28
15%
2.56
-16%
2.67
Indonésia gás de jazidas de carvão
79%
3.78
1.35
1.81
23%
0.76
-12%
2.00
Indonésia gás convencional no mar
82%
4.00
1.07
2.91
11%
3.38
-13%
2.17
Cazaquistão no mar
78%
3.73
1.17
2.51
13%
2.99
9%
1.33
Líbia em terra
91%
4.66
1.43
1.51
17%
2.09
4%
0.52
Malásia no mar
93%
4.85
0.93
3.42
7%
4.27
Noruega no mar
79%
3.79
1.04
3.02
12%
3.28
27%
4.50
Polónia em terra
28%
0.00
1.50
1.26
16%
2.35
-8%
1.33
Rússia em terra
73%
3.36
1.26
2.17
14%
2.78
Reino Unido no mar
62%
2.53
1.13
2.66
12%
3.20
EU Alaska em terra
76%
3.59
1.09
2.81
11%
3.36
-18%
3.00
EU GOM águas profundas
64%
2.65
1.04
3.01
10%
3.64
-18%
3.00
EU GOM plataforma continental
79%
3.77
0.72
4.23
4%
4.83
-16%
2.67
EU Louisiana em terra gás
85%
4.27
1.03
3.05
27%
0.00
EU Texas em terra
76%
3.55
0.95
3.35
11%
3.42
-17%
2.83
EU Wyoming gás
66%
2.85
1.22
2.33
14%
2.81
-17%
2.67
Venezuela gás convencional
84%
4.18
0.98
3.22
9%
3.78
-13%
2.17
Venezuela petróleo pesado
95%
5.00
0.52
5.00
4%
5.00
-10%
-8%
-12%
-22%
0%
-9%
-5%
1.67
1.33
2.00
3.67
0.00
1.50
0.83
81
Sistemas Fiscais Federais Alternativos
U.S. GOM águas profundas 12.5% royalty
55%
2.01
1.11
2.74
11%
3.32
-14%
2.33
U.S. GOM águas profundas 20% royalty
65%
2.76
1.02
3.08
10%
3.68
-17%
2.83
U.S. GOM águas profundas 25% royalty
72%
3.28
0.96
3.31
8%
3.93
-18%
3.00
U.S. GOM águas profundas royalty de
escala móvel
65%
2.79
1.02
3.08
10%
3.71
U.S. GOM plataforma continental 12.5%
royalty
70%
3.13
0.77
4.03
5%
4.58
82
-7%
-13%
1.17
2.17
83